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1Contacto SPE Mayo 2015

Número 47, Mayo 2015

Publicación de la SPE de Argentina Asociación Civil

Número 47, Mayo 2015

ContactoSPEContactoSPE

Director: Alejandro Luppi • Editora: Eleonora Erdmann • Comité de Redacción: Isabel Pariani y Marcelo Ruiz de Olano

la búsqueda dehidrocarburos costaafuera de las islasMalvinas

la búsqueda dehidrocarburos costaafuera de las islasMalvinasPor AlejAndro r. luPPiPor AlejAndro r. luPPi

Un nuevo ciclo de la industria, retos y oportunidades en América Latina.

Edición 2015 de Programas BecasEstudiantiles SPEA-PAE.

SPE 47 v FINAL_SPE 31 09/06/15 16:58 Página 1

2 Contacto SPE Mayo 2015

Carta del director2 Carta del Director

3 National Data Repository2014 (NDR), Baku,Azerbaijan

5 Carta de un lector

6 Edición 2015 delPrograma de BecasEstudiantiles SPEA-PAE

6 Cursos 2015 de la SPE deArgentina

7 Oportunidades en tiemposde crisis

8 La búsqueda dehidrocarburos costaafuera de las IslasMalvinas

13 Carta del Presidente SPE2015 Sr. H.H. Haldorsen

14 La SPE danesa, vista porun argentino

16 Un nuevo ciclo de laindustria, retos yoportunidades en América Latina

17 Las ventajas de sermiembro de la SPE - WhyIt Pays to Be a Member

18 Comparación objetivaentre la Ley deHidrocarburos(Ley 17.319)

25 Programa de conferencias

26 Lineamientos parafracturas hidráulicas multi-etapa basado enproducción en Los MollesTight Gas

Contacto SPE propiedad dela SPE de ArgentinaAsociación Civil

Los artículos y suscontenidos así como lasopiniones publicadas en lapresente Revista son deexclusiva responsabilidad desus respectivos autores.

Envíenos sus comentarios:[email protected]

S U M A R I O

Estimados lectores,

La presente edición de CONTACTO nos encuentra un tanto perplejos con la

pronunciada caída del precio del petróleo. Sin perjuicio de que muchos pudieron haber

sospechado que la caída iba a suceder, la verdad es que esa eventual sospecha no

incidió de manera perceptible en los planes de los stakeholders de la industria, que

siguieron produciendo y consumiendo normalmente. Pero al final se generalizó la

percepción de que la oferta se encaminaba a exceder la demanda, gracias al palpable

incremento de la producción estadounidense de crudo proveniente de la explotación

de recursos no convencionales. Entonces los precios comenzaron a caer y cayeron

hasta niveles inesperadamente bajos provocando preocupación en los aquellos

stakeholders y cierto alivio en los consumidores. En este número publicamos una carta

del presidente 2015 de la SPE, Helge Hove Haldorsen, que dirigiéndose al sector

petrolero observa con razón que aunque no se pueda controlar el viento, sí se pueden

ajustar las velas… Y eso es lo que está aconteciendo.

Este número de CONTACTO contiene interesante material de lectura. En primer

lugar uno de los trabajos premiados en la Conferencia de Exploración y Desarrollo de

Recursos No Convencionales que organizamos en el mes de junio último junto con la

Sección Patagonia y la SPE Internacional, que se titula “Lineamientos para fracturas

hidráulicas multi-etapa basado en producción en Los Molles Tight Gas” y que

recomiendo leer.

Nuestra colaboradora Isabel Pariani, que asistió al Congreso Mundial de Bancos de

Datos Nacionales que se hizo en octubre de 2014 en Bakú, la capital de Azerbaiyán,

escribió unos apuntes sobre lo visto y oído en dicho congreso que resulta interesante

leer ya que seguramente incluyen aspectos positivos que pueden ser asimilados a

nuestras prácticas sobre el armado y la permanente actualización de nuestro Banco de

Datos Integral de Hidrocarburos. Siguiendo con la vena extranjera, les sugiero que

conozcan algunos detalles del funcionamiento de una sección de la SPE en Dinamarca

en la crónica Agustín Rodríguez Riccio, que era colaborador de CONTACTO y que

sigue siéndolo a pesar de que vive en Copenhague.

Publicamos también una sinopsis de las versiones vieja y nueva de la Ley de

Hidrocarburos en la que se pueden verificar las diferencias entre una y otra con

facilidad; inclusive, este trabajo puede resultar útil a los que asistan a la jornada de

actualización sobre la nueva Ley de Hidrocarburos que el comité de Desarrollo

Educativo está organizando para el 23 de junio venidero.

El artículo de fondo de la revista es una crónica acerca de la búsqueda de

hidrocarburos costa afuera de las Islas Malvinas. Se trata de una síntesis de la charla

que di a mediados de marzo último en el programa de conferencias seguidas de

almuerzo que organiza el comité de Conferencias y Reuniones Sociales. Es una

narración de los hechos que jalonan la exploración petrolera en el sector de la

Plataforma Continental Argentina que está bajo control del Reino Unido (R.U.), desde

sus inicios en la década de los años 50 hasta nuestros días.

Las novedades caseras incluyen notas sobre los cursos, conferencias y el programa

de becas para estudiantes.

Ing Alejandro Luppi



National Data Repository 2014 (NDR),Baku, AzerbaijanPor isABel PAriAni

Del 28 de Septiembre al 3 deOctubre de 2014 se llevó a caboen la ciudad de Baku, república deAzerbaijan, el congreso mundialde Bancos de Datos Nacionales,más conocido como NDR. Estasreuniones, organizadas desde hacemás de 20 años por Energistics(www.energistics.org) se realizancada 18 meses con el auspicio deeste organismo y el de la autoridadque rige las actividades hidrocar-buríferas en cada país. En estaoportunidad, la organización estu-vo compartida con SOCAR, lacompañía estatal petrolera de larepública de Azerbaijan.

Que es el ndrEl “NDR workgroup” es una organiza-

ción mundial creada para ayudar a losGobiernos y las Agencias Reguladoras en larecopilación, almacenamiento y distribu-ción de los datos que surgen de las activi-dades de E&P. La participación en estegrupo está abierta a cualquier organizacióngubernamental, reguladora o empresa de laindustria interesada en temas de estándaresy gestión de datos vinculados a las normasde intercambio entre las empresas y lasAgencias Nacionales. Dentro de sus objeti-vos principales, este grupo busca centrarseen el intercambio de lecciones aprendidas,técnicas de gestión de datos y softwaresdisponibles para llevar adelante la adminis-tración de los bancos de datos nacionales.

Los encuentros están estructurados dela siguiente manera:

• Reportes de países, en los cuales lasAgencias Nacionales participantes presen-tan la situación actual del NDR de su país,los problemas a los que se enfrenten y losdesafíos que se plantean para los próximos2 años.

• Sesiones plenarias en las cualesexpertos, tanto de Agencias Nacionalescomo de empresas petroleras y/o de servi-cios presentan temas claves vinculados a lasproblemáticas y complejidades en la gestiónde datos de los NDRs.

• “Breakout sesión”, son sesiones detrabajo paralelas en las que participan losdistintos representantes de cada país y sediscuten temas específicos. Cada sesión escoordinada por un experto en el tema y

luego de las discusiones cada grupo generaun reporte con los temas discutidos y lasconclusiones del tema tratado.

• Exposición comercial, en la que par-ticipan empresas de servicios promoviendosus servicios, soluciones y tecnologías.

Que ocurrió en BakuEl congreso tuvo las siguientes caracte-

rísticas: participaron 131 representantes de28 países; se realizaron 28 sesiones plena-rias y 5 “breakout sessions”; presentaronreportes de sus NDRs 14 países (Azerbai-jan, Canadá, Malasia, Australia, Inglaterra,Brasil, Estados Unidos, Noruega, Dinamar-ca, Kenia, México, Omán, Groenlandia yHolanda); se realizó una exposición comer-cial con 7 stands y hubo 12 Sponsors.

Dentro de los reportes de los países sepueden destacar:

• La novedad tecnológica presentada porel Banco de Dados de Exploração e Pro-dução (BDEP) de la ANP Brasilera. A partirdel año pasado, el BDEP tiene en línea un sis-tema denominado “E-bid” mediante el cualgestiona las rondas licitatorias de los bloques.Este sistema está compuesto de 3 módulos:“Subscription-Data Package-Bidding process”.A través del primero las empresas se ins-criben para la participación en la rondalicitatoria. Una vez inscriptos están habili-tados a acceder y/o bajar on-line losdatos correspondientes al bloque (princi-palmente datos de pozos como ser well-header, legajos, perfiles y datos de sísmi-ca 2D y 3D como ser partes deobservador, reportes de procesamiento,

María Isabel Pariani es Inge-niera Industrial graduada en laUniversidad Tecnológica Nacio-nal (2006) y MBA graduada delCEMA (2011). Especialista enData Managment de E&P haparticipado en distintos proyec-tos de gestión de datos paraempresas operadoras y de ser-vicios. Actualmente se desem-peña en ReMASA como res-ponsable de la operación delBanco de Datos Integral deHidrocarburos (BDIH).

CurriCuluM VitAe

una vista general de la ciudad de Baku.


los cruces de calles.


1 Energistics es una organización global sin fines de lucro quefacilita un entorno de colaboración neutral para el conjunto deusuarios de la industria de E&P, llevando adelante el desarrollo, laimplementación y el mantenimiento de normas y estándaresabiertos para el intercambio de datos. Son miembros de Energistics: empresas petroleras, empresas de

servicios petroleros, proveedores de hardware y software, agen-cias reguladoras nacionales y comunidades de usuarios deestándares globales. Tiene como misión desarrollar, apoyar y pro-mocionar el uso de estándares abiertos para la ciencia, la inge-niería y las operaciones vinculadas a las actividades de explora-ción y explotación de petróleo y gas.

data procesada entre otros). Finalmente elmódulo “Bidding Process” es el encargadode recibir las ofertas que realiza cada com-pañía siendo el propio sistema el que deter-mina cual es la mejor oferta teniendo encuenta parámetros que son definidos por laANP para cada proceso.

• Un aspecto que ha sido recurrente ynotorio, es la tendencia a crear organismosdel tipo Ministerios o Departamentos deEnergía que nucleen la regulación de lasactividades de E&P dentro de los países yque incluyan con más fuerza el tema de losBancos de Datos Nacionales y toda su legis-lación, haciendo un fuerte hincapié en elcumplimiento de normas y estándares.

• Desde los aspectos tecnológicos, doshan sido los protagonistas: la tendencia aluso de los denominados “Data SubmissionPortal” y la aplicación de tecnologías “OpenSource”. Los primeros son sistemas queexigen a las empresas petroleras reportar lainformación al Banco de Datos vía electróni-ca. La ventaja de estos sistemas es que enel momento que se sube la información, elpropio sistema la compara con los estánda-res pre-establecidos y si estos no son res-petados el propio sistema rechaza la entre-ga. Por otro lado estos sistemas permiten alos organismos gubernamentales llevar uncontrol estricto, de acuerdo a las reglas denegocio que establezca la legislación, delgrado de cumplimiento de las empresas,permitiéndoles aplicar sanciones y reclamoscuando fuese necesario.

En cuanto a las tecnologías “Open Source”,se ha comenzado a utilizar más que nada entemas de integración de múltiples sistemas.El caso más relevante presentado fue el deEstados Unidos, que con la aplicación de

estas tecnologías está vinculando más de 36bases de datos y sistemas que existen endistintos estados, con el objetivo de lograrun único punto de ingreso a toda la informa-ción del país.

Respecto de los temas relevantes en lassesiones plenarias y las “breakout sessions”se pueden mencionar:

• En cuanto a temas de RecursosHumanos, la mayoría de los participantes hamanifestado su preocupación por la falta deprofesionales para esta rama de la industria.Los miembros del CDA (Common DataAccess www.cdal.com/cda-home) de Inglate-rra mostraron su preocupación por la falta deinterés de los jóvenes en esta especialidad.Comentaron que en menos de 10 años quie-nes hoy están realizando tareas de DataManagement estarán retirándose y el desafíofuturo (e inmediato) es encontrar planes atrac-tivos para que nuevos profesionales se incor-poren a esta actividad. Esto los ha llevado atrabajar no solo en la creación de nuevascarreras para la formación de profesionales,sino también en la mejora de las posicionesdentro de las empresas para las personas quese desarrollen en esta actividad.

• Respecto de la disciplina de “DataManagement”, es notorio como las entida-des gubernamentales y las grandes empre-sas han comenzado a ubicar en roles demayor jerarquía a los profesionales de estadisciplina. De esta forma no solo estas orga-nizaciones se han involucrado en la creaciónde planes de estudio y de formación deRRHH de una manera más formal, sino queademás están creando posiciones en susorganizaciones con mayor capacidad departicipación en las tomas de decisiones.

• Otro aspecto que ha sido recurrente

en las discusiones y presentaciones es eldesafío que presentan los proyectos deSHALE. Se ha planteado que dado quecambia el modelo operativo (manejo de yaci-mientos asimilado a una producción indus-trial) habrá que re-adaptar las organizacionesen muchos aspectos, impactando esto tam-bién en la concepción tradicional de “DataManagement”, ya que aún nadie sabecómo encarar los nuevos desafíos en cuan-to a volúmenes y tipos de datos.

un poco de historia Azerbaiyán, oficialmente “Azərbaycan

Respublikası” en azerí, es el país soberanomás grande en la región del Cáucaso. Limitacon el mar Caspio, Rusia, Georgia, Armenia,Turquía e Irán.

Bakú es la capital y la más poblada deAzerbaiyán, del mar Caspio y del Cáucaso.Está situada en la costa sur de la península deAbsheron, que se proyecta en el Caspio. Supoblación está estimada en aproximadamen-te 2.100.000 habitantes, de los cuales153.400 eran desplazados internos y 143.400refugiados de la guerra de Nagorno Karabaj.

El centro urbano de la ciudad, con elPalacio de los Shirvanshah y la Torre de laDoncella, fue inscrito por la Unesco comoPatrimonio de la Humanidad en 2000. Deacuerdo con la clasificación de Lonely Planet,Bakú también se encuentra entre los diezmejores destinos de vida nocturna urbanadel mundo. La ciudad fue uno de los mayo-res centros petrolíferos de la antigua UniónSoviética y actualmente es el centro científi-co, cultural e industrial de Azerbaiyán.Muchas instituciones importantes de Azer-baiyán tienen su sede allí, incluyendoSOCAR, una de las cien principales empre-

la ciudad vieja.


sas petroleras del mundo. El Puerto deComercio Marítimo Internacional de Bakú escapaz de transportar dos millones de tonela-das de carga general y seca a granel por año.

Los orígenes de Bakú se remontan sigloVI d. C.; sin embargo, sólo se tiene constan-cia escrita de su existencia desde el 885 d.C.Hay numerosas teorías sobre el origen de sunombre, pero las más aceptadas son las queafirman que Bakú viene del persa bagh kuh(«montaña de Dios») o de bad kube («ciudadde los vientos»), ya que durante la mayorparte de su historia, Bakú perteneció a Persia.

La principal fuente de energía del paísson los combustibles fósiles: dos tercios desu superficie cuentan con yacimientos depetróleo y gas natural. Gracias a esta abun-dancia el país produce alrededor de 1,4millones de barriles de petróleo al día.

El primer pozo petrolífero fue perforadomecánicamente en el suburbio Bibi-Heybatde Bakú en 1846, a pesar de que una seriede pozos fueron excavados manualmentecon anterioridad. La exploración de petróleoa gran escala comenzó en 1872, cuando lasautoridades imperiales rusas subastaron lasparcelas de tierra ricas en petróleo, alrede-dor de Bakú a inversores privados. Dentrode un corto período de tiempo inversoressuizos, británicos, franceses, belgas, alema-nes, suecos y estadounidenses aparecieronen Bakú. Entre ellos se encontraban lasempresas de los hermanos Nobel junto conla familia von Börtzell-Szuch y la familiaRothschild. Un cinturón industrial petrolífero,más conocido como la Ciudad Negra, seestableció cerca de Bakú. A principios delsiglo XX, casi la mitad de la producción mun-dial se extraía en Bakú.

En septiembre de 1994, el gobierno azer-baiyano firmó un contrato de treinta años con

trece compañías petroleras, entre las que sedestacan Amoco, BP, ExxonMobil, Lukoil yStatoil. Como las compañías extranjeras tie-nen permitido perforar los yacimientos enaguas profundas aún intactos, Azerbaiyán esconsiderado como uno de los puntos deexploración y desarrollo más importantes dela industria. El Fondo Estatal Petrolero deAzerbaiyán se creó con el presupuesto extrapara asegurar la estabilidad macroeconómi-ca, la transparencia en la administración derecursos petroleros y el control de las reser-vas por parte de futuras generaciones.

llegar a BakuDesde lo personal llegar a Baku ha sido

una experiencia inolvidable. Desde mi igno-rancia propia, no imaginaba encontrarmecon la ciudad que me encontré. Una ciudadmoderna, con mucho tránsito, sin semáfo-ros, donde las calles se cruzan a través detúneles que quedaron de la época de laUnión Soviética, donde uno se siente extra-ño ya que todo es perfecto: revestimientosde mármol, escaleras mecánicas que subeny bajan pero que también te transportan a lolargo de los túneles. Una ciudad en la que esextraño que solo se habla Azeri o Ruso... porsuerte a la hora de almorzar o cenar losbares y restaurantes tienen sus menús enestos idiomas y le suman el inglés. Una ciu-dad donde también puede verse una granpolaridad social, porque si bien todo aparen-ta ser nuevo y moderno, cuando uno se alejaun poco la realidad también comienza a flo-recer. Un pueblo con una cultura culinariamarcadamente persa, donde las comidasson banquetes interminables llenos de pla-tos típicos acompañados de muchas frutas.Una experiencia que agradezco haber podi-do vivir. La recomiendo!

2 Planes educativos: CDA, Graduate Certificate (vigente)/ PPDM, Data Management Certifícate (vigente)/ Master`sin Petroleum Data Management (puesta en

marcha planificada para el 2015). Es unainiciativa conjunta de EXON, BP, Shell,Chevron, Total, Halliburton, Schlumbergercon el CDA de Inglaterra.

la ciudad vieja.una de las peatonales.


Carta deun lector

La “Reseña historiográfica de la fun-

dación de la SPE de Argentina” publi-

cada en el número 46 del Contacto

SPE, relata la constitución del SPEA

allá por el año 1977. La nota no recoge,

posiblemente por no conocerla su autor

Jorge Vilches, la decisiva acción del Sr.

Forrest F. (Woody) Craig, Manager,

Petroleum Engineering de la Amoco

International Oil Company.

En aquellos años Woody visitaba

con cierta frecuencia a la Argentina y fue

presidente del SPE en el año 1977. Era

un fortísimo impulsor del SPE y además

el autor de la prestigiosa Monografía del

SPE: “The Reservoir Engineering

Aspects of Water Flooding”.

En una de sus visitas concurrimos

al IAP a visitar a su Presidente, el inge-

niero Ernesto Peters, para obtener la

aceptación del IAP a la creación del

SPE de Argentina. La razón era que en

Noruega, existiendo ya una asociación

de ingenieros, la entrada del SPE creó

inicialmente fricciones inconvenientes.

Desde ese momento fue norma del

SPE obtener el ok de cualquier asocia-

ción profesional preexistente que

pudiese sentirse molesta con su llega-

da. La conversación con Peters, en

fluido inglés, fue tan amable como exi-

tosa. La participación de Amoco

Argentina fue representada por las dos

Vicepresidencias en la primera Comi-

sión Directiva y la Presidencia en la

segunda.

Oscar H. Secco



Cursos 2015 de la SPE de ArgentinaComo todos los años, y con el objetivo de brindar a nuestros profesionales oportunidades para paramejorar su competencia técnica y profesional, la SPE de Argentina ha planificado para el 2015 la rea-lización de los siguientes cursos:

Nombre del curso Instructor Fecha Lugar

Interpretación de Ensayo de Pozos Giovanni Da Prat 15 al 19 de Junio Buenos Aires

Nueva Ley de Hisdrocarburos Arturo Pera y 24 de Junio Buenos AiresMarisa Basualdo

Evaluación de Proyectos de Petróleo y Gas Ruben Calegari 4 al 7 de Agosto Buenos Aires

Evaluación Petrofísica de Pozos Carlos Ollier 7 al 11 de Septiembre Buenos Aires

Recuperación Secundaria por Inyección de Agua Mario Bernardi 19 al 23 de Octubre Buenos Aires

El detalle de los programas de cursos y los CV de los Instructores están disponibles en http://www.spe.org.ar/. Si Ud. desea obtener información adicional e inscribirse en los cursos puede contactarse a [email protected]

Por ing. AlBerto e. gil

edición 2015 del Programa de Becas Tras el lanzamiento del Programa de

Becas Estudiantiles SPEA-PAE en 2014, ytranscurrido el primer año de implementación,con satisfacción podemos decir que la expe-riencia está resultando extremadamente exi-tosa, no solo en cuanto a sus objetivos cen-trales asociados a la intensión de fomentar laexcelencia académica en las carreras de Inge-niería en Petróleo, contribuyendo marginal-mente a su elegibilidad por parte de la poten-cial población estudiantil, sino también encuanto a la intención de proveer seriedad, cre-dibilidad y prestigio al Programa mismo.

El cupo de doce becas ofrecidas fuetotalmente cubierto a través de la estrictaselección, por mérito académico, entre los24 postulantes, pertenecientes a las cuatrouniversidades con carreras de Ingenieríaen Petróleo del país, que se presentaron alllamado. Además, la SPEA por su partedecidió otorgar becas adicionales a tresestudiantes meritorias que quedaron fueradel cupo establecido por el Programa.

Al dar cumplimiento al reglamento, queestablece la obligación de rendir cuentas, porparte de los becarios, del desempeño acadé-mico tenido durante el primer cuatrimestre

del año antes de liberar el pago de la segun-da cuota, se cumplió con el objetivo de incen-tivar a los estudiantes a establecer regulari-dad al ritmo de sus estudios y mantener omejorar su rendimiento académico. Además,proveyó a los integrantes de la ComisiónAdministradora de Becas de un medio paraprofundizar el conocimiento sobre los beca-rios y estrechar la relación personal.

Tras analizar la experiencia recogida enel primer año del Programa, SPE deArgentina y PAE acordamos ampliar elcupo para 2015 a 15 becas e introducir

cambios menores al reglamento.

El llamado a postulantes para la edición2015 fue lanzado a mediados del mes dediciembre de 2014, estableciendo la fecha depresentación para el 31 de marzo de 2015.

A los efectos de promocionar la difusióndel Programa y tomar contacto con la comuni-dad universitaria en pleno, durante el mes demarzo representantes de la SPEA y PAE visita-mos personalmente las cuatro universidades:Cuyo, Comahue, San Juan Bosco e ITBA.

Mantuvimos sendas reuniones conestudiantes en general, becarios y autorida-


Steve Crowell esCEO y Presidentede Pluspetrol.Recibió el títulode BSEE de la Universidad de Texasy un MBA de la Universidad deNebraska. Inicio su carreraProfesional en la Industria de Oil&Gasen Mobil Oil Corp. Luego desempeñodiversos cargos Directivos de SeniorExecutive y Gerencia General enDiamond Shamrock Corp. (LuegoMaxus). Desde hace 19 años Steveconduce la empresa Pluspetrol.


CurriCuluM VitAe

estudiantiles sPeA-PAe

El Ing. Alberto Gil es Ingeniero enPetróleos de la Universidad Nacionalde Cuyo. Presidente de la SPE perío-do 2013 y Vicepresidente período2014. Director de Petrominera Chubuty Aires Renewables, empresa dedica-da al desarrollo de proyectos de ener-gías renovables. Es miembro de IAPG,SPE, Antiguos Alumnos del IAE, Stan-ford Alumni Asociation y del ConsejoAsesor de la Carrera de Ingeniería enPetróleo del ITBA.

des de las Universidades y de los CapítulosEstudiantiles. En todos los casos la asisten-cia fue numerosa, con una auspiciosa par-ticipación de alumnos recientemente ingre-sados a primer año o postulantes a hacerlo.

En un intercambio distendido y fresco, tuvi-mos la oportunidad de presentar a las institu-ciones que representamos y describir en deta-lle el Programa, incentivando a la difusión delmismo y entusiasmando a los potenciales pos-tulantes a formalizar los requisitos en tiempo yforma. Adicionalmente tuvimos la oportunidadde responder preguntas específicas y recibircomentarios sobre la experiencia pasada, ele-mentos que pasarán a engrosar la informacióna analizar por parte de la Comisión Administra-dora del Becas en su esfuerzo de continuarmejorando y consolidando la iniciativa.

Adicionalmente, desde la SPEA, estable-cimos el primer contacto con autoridades yalumnos de la Universidad Nacional ArturoJauretche, que se encuentra en el procesode implementación de la carrera de Ingenie-ría en Petróleos, habiendose iniciado recien-temente el dictado del tercer año este año, ycon una matrícula de 224 alumnos inscriptosen primer año, todo esto cobijado por los

antiguos edificios de laboratorios de YPF enFlorencio Varela, asombrosamente recicla-dos y mejorados, todo un símbolo… !!

Como consecuencia de esta visita yprimer contacto, se dio comienzo al pro-ceso de constitución de un Capítulo Estu-diantil de SPE en la universidad, y se tuvola primera reunión entre alumnos de ésta yrepresentantes de los Capítulos Estudian-tiles de las restantes cuatro universidades.

Si bien los alumnos de la UNAJ notuvieron oportunidad de participar de laedición 2015 del Programa de Becas Estu-diantiles SPEA-PAE, nos encontramos enun acelerado proceso de estrechamientode la relación para que si lo puedan haceren la próxima edición.

Habiéndose vencido el plazo de pre-sentación al programa 2015, hemos reci-bido un total de cuarenta y dos postula-ciones, quedándonos por delante la tareade ordenamiento y análisis de la informa-ción para realizar las adjudicaciones en losprimeros días de mayo.

Al haber recibido casi el triple de pos-tulaciones respecto del total del cupo ofre-cido, y debiendo incorporar a una nueva

universidad al universo, en la SPEA yahemos comenzado a pensar en la posibi-lidad de ampliar de alguna manera el pro-grama o de replicarlo con la contribuciónde un nuevo sponsor.

Al cierre de esta edición fueron adjudica-das 15 Becas en el marco del Programa deBecas PAE-SPE, 2 de la Universidad San JuanBosco, 3 de la Universidad de Comahue, 3 delITBA, 7 de la Universidad de Cuyo.

oportunidades en tiempos de crisisEs un honor para mí poder compartir

en este espacio algunas ideas con Uds.

En este momento en el que nuestraindustria se encuentra bajo presión unavez más debido a la importante caída enel precio de los productos, tal vez puedanpercibirse una sensación de pesimismoen algunas areas. Me gustaría ofrecerlesmi punto de vista, que es optimista, yexplicarles por qué.

En primer lugar, como ingenieros enpetróleo, Uds. son una parte fundamentaldel corazón de nuestra industria, una indus-tria que será vital para el mundo por muchosaños más. Este es un negocio a largo plazo.

En segundo lugar, la industria estácambiando continuamente, y es siempredinámica. La evolución de las nuevas tec-

nologías y nuevas técnicas proporcionanla oportunidad para el crecimiento perso-nal y profesional.

En tercer lugar, en tiempos de desafí-os, es el momento en que cada uno denosotros tiene la posibilidad de levantarsey marcar la diferencia. Cuando las épocasson buenas y todo marcha bien, todosparecemos ser competentes y desempe-ñarnos bien. Sin embargo, cuando elentorno empresarial se torna difícil, la ver-dadera competencia y contribución pue-den ser medidas.

¡Insto a todos a sacar provecho deesta época de oportunidades en nuestraindustria para perfeccionar sus habilida-des, avanzar y marcar la diferencia!

Steven Crowell, CEO Pluspetrol

CurriCuluM

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de recursos potenciales que pudiesen for-talecer la economía de las islas. Los ins-trumentos básicos del marco normativofueron la designación de un área costaafuera de las islas para hacer la explora-ción y el establecimiento de las licenciasde exploración y explotación. Aquéllasduran normalmente un año, pueden pro-rrogarse hasta tres y tienen por objetivotareas de prospección en general, entrelas que no se permite la perforación delsubsuelo marino más abajo de los 350 m.

La figura 1 muestra el área designadapara la exploración, que está enmarcadaen la línea colorada.

Las licencias de explotación permiten laexploración en búsqueda de hidrocarbu-ros y la subsecuente explotación de estosen el área objeto de la licencia, sujetasambas a los términos de la propia licen-

cia, a una normativa básica y a una nor-mativa variable agrupada en el digestodenominado Petroleum Operations Notices.Los licenciatarios deben designar un ope-rador responsable por los trabajos quesea aceptable para las autoridades. Pre-viamente a 2001 las licencias se conce-dieron por licitación pero actualmentepueden ser objeto de negociacionesdirectas con los interesados. Los licencia-tarios están sujetos al pago de un canonvinculado con la extensión del área asig-nada para las operaciones, así como tam-bién al pago de regalías del 9% sobre loshidrocarburos extraídos y de un impuestoa las ganancias.

A los efectos de la exploración y even-tual explotación de hidrocarburos el áreacosta afuera de las islas se dividió en doscuencas, que se denominan Septentrionaly Austral, esta última subdividida en dos


La búsqueda de hidrocarburos costa

Figura 1: Área de exploración

AnteCedentes HistÓriCosLas actividades de búsqueda de hidro-

carburos en las Islas Malvinas se realizan enel sector de la Plataforma ContinentalArgentina que está bajo control del ReinoUnido (R.U.). A este sector se incorporó apartir de 1995 un área de cooperación resul-tante de una declaración conjunta de losgobiernos de Argentina y el R.U. que preve-ía la realización de tareas exploratorias bajoun régimen de consultas recíprocas e inter-cambio de resultados. Esta área estabasituada sobre el límite del citado sector, en elcuadrante S.W., y comprendía unos 21.000km2 que habían sido aportados por partesaproximadamente iguales. La Argentinaesperaba que el acuerdo se convirtiera enun medio eficaz para canalizar la explora-ción de manera conjunta pero no logró evi-tar el accionar unilateral del R.U., y por ellola Argentina lo denunció en 2007.

Los antecedentes de la exploración enel Atlántico Suroccidental incluyen levan-tamientos geofísicos hechos por elLamont-Doherty Geological Observatoryen la década del 50 y la perforación, en elmarco del Deep Sea Drilling Project auspi-ciado por la National Science Foundationy la Scripps Institution of Oceanographyde los EE.UU., en los años 70 de cuatropozos en el banco Maurice Ewing, al Estede las Malvinas. Estos pozos aportarondatos para calibrar presunciones geofísi-cas y comprobaron la existencia de rocamadre. Además, en los años siguientes yhasta mediados de los 90 varias compañí-as con base en la Argentina perforaron untotal de 18 pozos en la cuenca de Malvi-nas, dos de los cuales descubrieron hidro-carburos aunque en cantidades conside-radas insuficientes para encarar laexplotación.

MArCo norMAtiVoPor entonces el British Geological

Survey, que tenía vasta experiencia petro-lera, se puso al frente de la organizacióndel marco normativo y presumiblementede la ejecución del programa de licencia-miento de interesados en explorar enbúsqueda de hidrocarburos, y eventual-mente explotar los descubrimientos,costa afuera de las islas. En este sentido,cabe pensar que esta actitud tuvo elobjetivo de promover el aprovechamiento

Por AlejAndro r. luPPi



afuera de las Islas Malvinas

Figura 2: Licencias de explotación de lacuenca Septentrional

CUENCA SEPTENTRIONAL

Licencia Licenciatariode explotación

(Cuadrante) A Mar2015 (% participación). El operadorestá señalado en negrita.

PL001 (14) Argos Resources Ltd. (100%)

PL003a (14) Falkland Oil and Gas Ltd (FOGL) (92,5%)

Premier Oil plc (4,5%)

Rockhopper Exploration plc (3,0%)

PL003b (14) Falkland Oil and Gas Ltd (FOGL) (57,5%)

Denholm Oil and Gas Limited (35,0%)

Premier Oil plc (4,5%)


PL004a (14/15)

PL004b (14) Premier Oil plc (36,0%)

(Área 1) Falkland Oil and Gas Ltd (FOGL) (40,0%)


PL004c (14)

(Área 2)

PL005 (14) Falkland Oil and Gas Ltd (FOGL) (100%)

PL032 (14) Premier Oil plc (60,0%)

PL033 (15) Rockhopper Exploration plc (40,0%)

Cuadro 1: Situación actual de las licencias en la cuencaSeptentrional

CUENCA AUSTRAL

Licencia de Licenciatarioexplotación A Mar2015 (% participación). (Cuadrante) El operador está señalado en negrita.

Flanco Sur

PL010 (51 y 62)

PL011 (51 y 52) • Noble Energy Falklands Ltd (35,0%)

PL012 (53) • Falkland Oil and Gas Ltd (FOGL)

PL013 (59 y 60) (52,5%)

PL014 (60) • Edison International SpA (12,5%)

PL015 (61)

PL016 (62)

Flanco Sur

PL018 (61)

PL019 (62) Borders & Southern Petroleum plc (100%)

PL020 (63)

Flanco Norte

PL025 Complejos Loligo y Nimrod-Garrodia:

PL026 • Falkland Oil and Gas Ltd (FOGL)

PL027 (75,0%)

PL028 • Edison International SpA (25,0%)

PL029 Resto del área:

PL031 • Noble Energy Falklands Ltd (35,0%)

Cuadrantes 29, 30, • Falkland Oil and Gas Ltd (FOGL) 31, 41, 42 y 43 (40,0%)

• Edison International SpA (25,0%)

Cuadro 2: Situación actual de las licencias en la cuencaAustral

flancos: Norte y Sur. La cuenca Septen-trional es una fosa tectónica con depósi-tos de origen lacustre; el flanco Norte de lacuenca Austral es una cuenca de margenpasivo con sedimentación de origen pre-dominantemente marino y el flanco Sur esuna cuenca producida por un plegamientode origen tectónico asociado a un altipla-no y cubiertos ambos por sedimentos deorigen marino. Toda la sedimentación esde edad mesozoica.

lAs liCenCiAs de eXPlotACiÓnEn 1996 el gobierno de las islas llamó

a licitación para otorgar licencias deexplotación costa afuera en la cuencaSeptentrional. En la ocasión otorgó sietelicencias a 14 empresas. Con el tiempo

hubo nuevas licitaciones y cambios entrelos licenciatarios. El cuadro 1 muestra lasituación actual.

La figura 2 muestra la disposición delas licencias de explotación de la cuencaSeptentrional.

La situación de las licencias en lacuenca Austral también evolucionó desdesus comienzos en 2001. En esta cuencano se licitaron las licencias de explotaciónsino que se utilizó un sistema denomina-do open-door, es decir, de puertas abier-tas o negociación directa.

La situación actual se muestra en elcuadro 2.

La figura 3 muestra la disposición delas licencias de explotación de la cuenca



Operador

Amerada Hess

Lasmo

Shell

Lundin Oil AB

Amerada Hess

Shell

Pozo / (formación promisoria, licencia)

14/09-1(Dorsal Orca, PL001,Parcela A)

14/13-1 (Minke, PL003, Parcela C)

14/05-1A (Sebald, PL002, Parcela B)

14/24-1 (Braela, PL005, Parcela F)

14/09-2 (Galápagos, PL001, Parcela A)

14/10-1 (Fitzroy, PL002, Parcela B)

Resultado

Vestigios de petróleo

No se pudo completar

Vestigios de gas y petróleo

Vestigios de hidrocarburos


Se logró extraer petróleo

Operador

Desire

Rockhopper

BHP Billiton

Rockhopper

Desire

Desire

Desire

Desire

Rockhopper

Rockhopper

Desire

Rockhopper

Rockhopper

Rockhopper

Rockhopper

Rockhopper

Rockhopper

Pozo/ (formación promisoria, licencia)

14/19-1(Liz A , PL003)

14/10-2 (Sea Lion, PL032)

61/05-1 (Toroa, PL015)

26/06-1 (Ernest, PL024)

14/15-1 (Rachel, PL004)

14/15-1Z (rama lateral) (Rachel, PL004)

14/15-2 (Rachel Norte, PL004)

25/05-1 (Dawn/Jacinta, PL006)

14/10-3 (Sea Lion Norte, PL032)

14/10-4 (Sea Lion, PL032)

14/15-3 (Ninky, PL004)

14/10-5 (Sea Lion, PL032)

14/10-6 (Sea Lion, PL032)

14/10-7 (Sea Lion, PL032)

14/10-8 (Sea Lion, PL032)

14/10-9 y -9Z (r.l.) (Sea Lion+Casper, PL032)

14/15-4 y -4Z (r.l.) (Sea Lion+Casper+Beverley, PL032)

Resultado

Gas condesado y seco

Petrolífero (descubrimiento)

Pozo estéril

Pozo estéril

Pozo estéril



Vestigios de gas


Petrolífero


Petrolífero

Petrolífero

Petrolífero

Pozo estéril

Petrolífero

Petrolífero y gasífero

Figura 3: Licencias de explotación de la cuenca Austral

Cuadro 4: Pozos de la segunda campaña de perforación

Cuadro 3: Pozos de la primera campaña de perforación

Austral y la ubicación de los cinco pozosperforados en dicha cuenca.

CAMPAÑAs de PerForACiÓnLa actividad exploratoria inicial culmi-

nó en una campaña de perforación reali-zada a partir de 1998 que comprendió 6pozos, todos ellos perforados en la cuen-ca Septentrional por el equipo semisu-mergible Borgny Dolphin. Los pozos semuestran en el cuadro 3.

Todos los pozos apuntaron al CretácicoInferior, aunque el segundo pozo de Shellprodujo el petróleo de una arenisca másprofunda. Las profundidades fueron delorden de 2.500 a 3.000 m. Esta campañapermitió comprobar la existencia de dos sis-temas petroleros.

Hacia fines de 2009 comenzó a desa-rrollarse la segunda campaña de perfora-ción, a cuyos efectos se contrató la sondasemisumergible Ocean Guardian, capazde perforar pozos de hasta 7.600 m enaguas de hasta 450 m de profundidad.Los pozos se muestran en el cuadro 4.

Todos los pozos que se perforaron enesta campaña están en la cuenca Sep-tentrional salvo el tercero, que se perforóen el flanco Sur de la cuenca Austral. Enel pozo 14/10-2 se encontró petróleo enun espesor útil de 53 m. Ensayos realiza-dos en una intervención posterior a laperforación comprobaron un caudal deunos 320 m3/día de petróleo de medianadensidad (26,4 a 29,2° API), lo que diolugar a la declaración de “comercialidad”.

La tercera campaña de perforación sehizo con la sonda semisumergible LeivEiriksson, capaz de perforar pozos de hasta9.100 m en aguas de hasta 2.500 m de pro-fundidad, que arribó a las Islas Malvinas aprincipios de 2012. Perforó 4 pozos.

(ver cuadro 5)

El pozo 61/17-1 alcanzó la profundi-dad de 4.867 m y permitió comprobar laexistencia de gas condensado en arenis-cas cretácicas de origen marino en unintervalo útil de 67,8 m de espesor conuna porosidad promedio de 22% y unapermeabilidad promedio de 337 mD cuyacomercialidad fue declarada en noviem-bre de 2012. En junio de 2014 y comoresultado de estudios ulteriores, Bordersinformó que sumando los sectores orien-tal y occidental de Darwin se podríanrecuperar 263 millones de barriles de con-densado (41,8 millones de m3) y 2,6 TCFde gas húmedo (73.623,8 millones de m3).

A los fines de la cuarta campaña deperforación Noble, Premier y sus socioscontrataron la sonda Eirik Raude. Se tratade un equipo semisumergible de seis colum-



Operador

Borders

Borders

FOGL

FOGL

Pozo/ (formación promisoria, licencia)

61/17-1 (Darwin East, PL018)

61/25-1 (Stebbing, PL018)

42/07-1 (Loligo, PL028)

31/12-1 (Scotia, PL027)

Resultado

Petrolífero (descubrimiento)

No alcanzó el objetivo

Gasífero desc. no declarado

Pozo estéril

Figura 4: Estructuras promisorias en elárea de Sea Lion

Cuadro 5: Pozos de la tercera campaña de perforación

nas, autopropulsado y de posicionamientodinámico, capaz de operar en aguas de hasta2.500 m de profundidad, que arribó a las IslasMalvinas a fines de febrero de 2015 con elpropósito de perforar no menos de 6 pozos.Cuatro de éstos por cuenta de Premier y sussocios, a saber: prospección del área Zebe-dee en la licencia PL004b, prospección delárea Isobel Deep en la licencia PL004a, yprospección de las áreas Jayne East en lalicencia PL004c y Chatham en la licenciaPL032. Entre tanto, Noble y sus sociosemplearán la sonda para la prospección delárea Humpback en la licencia PL012 situadaen el flanco Sur de la cuenca Austral y haciafines de 2015 la usará para perforar otro pozo,cuya ubicación dependerá del resultado delpozo anterior. Además, es posible que Bordersse sume a las labores exploratorias y perforealgún pozo que ayude a prospectar el áreaDarwin en la licencia PL018.

(ver figura 4)

ProsPeCCiÓn sÍsMiCAAdemás de las perforaciones, los

licenciatarios han seguido profundizando

los estudios sísmicos a los efectos dedelinear las características del subsuelocon mayor precisión y poder así ponderarlos recursos hidrocarburíferos de manerapreliminar y determinar las mejores opcio-nes para perforar. Las últimas campañassísmicas, todas 3D, son las siguientes:

• Noble, en 2012/3 con la empresaPGS y el barco Ramform Sterling: un áreade 5.235 km2 al Sudeste de PuestoArgentino con el objetivo de mapear elcomplejo de abanicos aluviales Diome-dea, y después un área de algo más de1.000 km2 de la zona situada al Oeste yNoroeste del pozo descubridor de gascondensado Darwin East de Borders.

• Noble, en 2013/4 con la empresaPGS y el barco Ramform Titan: un área de5.750 km2 para investigar el complejo cre-tácico de abanicos aluviales denominadoHersilia en las licencias del flanco Nortede la cuenca Austral.

• Borders reprocesó la exploraciónsísmica 3D que había hecho en 2008(1.492 km2) y en 2013 contrató al barcoRamform Challenger de PGS para pros-

Programa de adquisición de sísmica 3D• 3 levantamientos separados• Cobertura superior a 10.000 km2

Figura 5: 2012-2014 Programa de adquisición de sísmica 3D de Noble, FOGL y Edison

pectar 1.025 km2 adicionales. Actualmen-te prevé integrar los datos existentes conlos derivados de la última prospección afin de consolidar la interpretación de lageología del subsuelo.

• Argos, en 2011 con la empresanoruega Polarcus Limited y el barcoAsima: un área de 1.415 km2 en la licen-cia PL001; a estos trabajos se sumó lasísmica 3D que había hecho Rockhopperen las licencias PL032 y PL033 y el estu-dio de integración de datos sísmicosregionales que realizó la antigua licencia-taria Desire Petroleum plc. (ver figura 5).

desArrollos PreVistosSe ha verificado la existencia de hidro-

carburos en las cuencas Septentrional yAustral de las Islas Malvinas. Solamente enla primera de ellas —la Septentrional— seha recogido suficiente información comopara proyectar la explotación de los recur-sos de petróleo y gas descubiertos. El des-cubrimiento de la cuenca Septentrional estáasociado al complejo geológico Sea Lion ysecundariamente a acumulaciones menoresen las formaciones Casper, Casper South yBeverley. Con el fin de mejorar la delineaciónde Sea Lion, se perforaron los 6 pozos adi-cionales al descubridor que se mencionaronpreviamente y se hicieron estudios comple-mentarios que permitieron proyectar eldesarrollo del yacimiento y ponderar losparámetros económicos resultantes. De ellose desprende que se estaría ante una pers-pectiva de envergadura moderada aunquetécnica y económicamente factible.

El desarrollo proyectado está situado



Buque Cisterna

Pozos de inyección de gas

Barco de almacenajey carga

Plataforma fija con tensores provista desonda e instalacionesde procesamiento

Equipo de perforar deslizable

Casco con pontones

Pozos

Conexiones entre los tendones y los pilotes

Instalaciones de producción

Tendones (tuberías deacero)

Figura 6: Plataforma sujeta al fondo delmar con tensores Figura 7: Esquema de las instalaciones para explotar el yacimiento de Sea Lion

a unos 220 km al Norte de las islas enaguas de unos 450 m de profundidad yestá comprendido en la licencia PL032. Elpetróleo de Sea Lion es de calidad satis-factoria, excepto por el elevado tenor deparafina, que complica la explotación delyacimiento porque implica el uso de equi-pamientos especiales y dispersantes quí-micos y el mantenimiento de una tempe-ratura operativa elevada para evitar laprecipitación de la parafina y la consi-guiente posibilidad de taponamiento deconductos y de experimentar dificultadesde manipulación.

CARACTERÍSTICAS DEL RESERVORIO SEA LION

Densidad del petróleo 28° API

Contenido de parafina del petróleo 23% - 35%

Relación gas - petróleo 48 a 75 m3/m3

Viscosidad del petróleo 5 - 6 cP

Porosidad promedio 21%

Permeabilidad promedio 160mD

Actualmente, el proyecto prevé la ins-talación de una plataforma sujeta alfondo del mar mediante tuberías tensaspor efecto de la fuerza de flotación a queestá sometida la estructura de la propia

plataforma. (ver figura 6)

Esta alternativa permite que las arma-duras de control individual de los pozosestén en la plataforma al igual que lasonda que perforará los pozos y quepodrá eventualmente modificarlos o repa-rarlos. El proyecto comprende también unbarco de procesamiento y almacenajeunido a una torre fondeada alrededor de lacual el barco girará libremente al impulsode las corrientes y de los vientos. Haciadicha torre convergirán los conductos quehabrán de vincular el barco con la plata-forma. El petróleo producido será evacua-do mediante buques cisterna tipo Suez-max que periódicamente alijarán lostanques de almacenamiento del barco deprocesamiento. A mediados de 2014 secontrató el estudio de la ingeniería básicadel proyecto, que deberá estar terminadoen el término de un año. El proyecto hasufrido modificaciones producto de la dis-minución del precio del crudo que comen-zó a mediados de 2014 y que a principiosde 2015 había sobrepasado el 50%. Con-forme a la información más reciente, eldesarrollo se concentraría en el sectorN.E. de Sea Lion, donde se perforarían de10 a 15 pozos con la intención de extraerunos 160 millones de barriles (25 millonesde m3) de petróleo en un lapso de 15 añosa partir de 2019 con una inversión que nosuperaría US$ 2.000 millones. En principiolos pozos se explotarían mediante bom-beo neumático y contarían con cañerías

calentadas eléctricamente para evitar ladeposición de parafina. Está previstosometer el plan preliminar de desarrollo deSea Lion a consideración del gobiernomalvinense en tiempo para que éste sepronuncie durante 2015 y que la explota-ción del yacimiento comience en 2019.Cabe señalar que en algunos ámbitos téc-nicos se observa cierta prevención acercade los parámetros operativos y económi-cos del proyecto de desarrollo de Sea Lionque han trascendido; por otra parte, esprobable que la marcada disminución delprecio del crudo y las consecuenciasfinancieras resultantes causen una poster-gación del desarrollo de la explotación.

La figura 7 muestra el esquema de lasinstalaciones para explotar el yacimientode Sea Lion.

Con todo, las noticias que llegan de lasIslas Malvinas dan cuenta de un climaexpectante ante el albor de la actividadpetrolera. Ese clima impulsa múltiples pre-parativos, entre ellos un programa auspi-ciado por el gobierno isleño y las empresaslicenciatarias Noble y Premier para vigilarlos efectos sociales derivados del desarro-llo de la industria petrolera y prevenir ycontrarrestar aspectos negativos que seprodujeren; permisos para la construcciónde hoteles para alojar personal vinculadocon la industria; la sanción del “Código deprácticas para el abastecimiento de lascompañías de petróleo y gas y sus sub-contratistas que operan en las Islas Malvi-


nas” (Paper 202/14P, http://www.fig.gov. fk/assembly/ index.php/publ ic-papers/executive-council-papers/viewcate-gory/274-12-17-december-2014); el anuncioen enero de 2015 de la firma de un prea-cuerdo entre la empresa malvinense decapacitación en seguridad industrial InvenioFalkland Islands Limited y la empresa trini-tense HHSL Systems Limited especializadaen capacitación en seguridad para la indus-tria petrolera; y el “Plan para las islas, 2014-2018” (http://www.falklands.gov.fk/assets/El-Plan-Para-Las-Islas-2014-2018-Compressed.pdf) que la Asamblea Legislativa malvinen-se adoptó a fin de abordar asuntos vincula-dos con la sociedad, la economía y el medioambiente ante el cambio que se avecina. Heaquí la transcripción de las metas del planvinculadas con los hidrocarburos:

• Crearemos las condiciones para ase-gurar el desarrollo exitoso de una industriadel petróleo y el gas en las Islas Falklandentregando políticas y marcos legislativosclaros e implementando políticas que ase-guren que la industria se desarrolle deforma que garantice su éxito comercial y laentrega de beneficios sociales y económi-cos sustentables para las Islas,

• Acordaremos e implementaremoslegislación nueva para facilitar el desarro-llo de la industria del petróleo y el gas ypara asegurar la regulación efectiva desus actividades, incluido un nuevo régi-men de seguridad marina, mejoras a lapreparación de la planificación anteemergencias y una legislación actualizadasobre la protección medioambiental,

• Desarrollaremos planes claros parala regulación futura de la industria delpetróleo y gas para asegurarse de que losrecursos necesarios estén disponiblespara facilitar, monitorear y controlar lasactividades de la industria,

• Nos aseguraremos de que las per-sonas y los negocios locales se benefi-cien de la industria del petróleo y gastanto en el corto como en el largo plazo através de un código de práctica y delaentrega de apoyo y entrenamiento a losnegocios cuando sea necesario,

• Prepararemos un plan detallado parael manejo y uso de los ingresos potencia-les provenientes de los hidrocarburos enforma de un fondo de riqueza soberano.


Carta del PresidentesPe 2015 sr. H.H.Haldorsen

Estimado colega de la SPE,

Felicitaciones por el éxito de 2014, con 92 millones de BOEPD producidos, 325

millones de pies cúbicos / día de gas natural suministrado, 83.000 pozos perforados, y

un billón de dólares invertidos. Esta situación mejoro el nivel de vida en todo el mundo

y hace que el mundo gire! Bien hecho y por favor incluya "cambiar el mundo" en su

descripción de puesto!

En este nuevo año de 2015 hay desafíos, oportunidades y posibilidades. Las pers-

pectivas a mediano y largo plazo para el petróleo y el gas son importantes, pero en el

corto plazo, hemos enviado demasiado al mercado. Como eran los USD 150 / bbl

insostenibles en junio de 2008, también lo son USD 46 / bbl en enero de 2015. Toma-

rá un tiempo para que el exceso de oferta disminuya y la nueva demanda crezca. Mien-

tras tanto, "no podemos controlar el viento, pero si podemos ajustar las velas", y eso

es lo que todo el mundo está haciendo.

No hay que asustarse! ¿Volverá nuevamente la normalidad de un barril a más de

USD 100? Nadie lo sabe. Tal vez no. Nosotros en la SPE, y en la exploración y pro-

ducción (E & P) debemos, por lo tanto, seguir adaptándonos, renovándonos y mejo-

rando para crear un mejor rendimiento implementando SPE 2.0 y E & P 2.0 a través de

la imaginación, la innovación (en tecnología, el uso de grandes volúmenes de datos,

internet, la inteligencia artificial para perforar pozos, nuevos modelos de negocio, cola-

boración 2.0...), y la "destrucción creativa" o en otras palabras la innovación. La SPE

se esfuerza por desempeñar un papel clave en la mejora de la industria de E & P y ofre-

cer a sus miembros las mejores ideas, las últimas tecnologías, y una gran propuesta de

valor, sin demoras. Si alguien en su empresa dice que no pueden permitirse que las

personas asistan a las reuniones de la SPE, cuando el precio del petróleo es tan bajo,

coméntenle que es ahí donde las buenas ideas surgen, por lo que su empresa no

puede darse el lujo de no participar!

Personalmente, creo que el mayor valor se encuentra cuando distintas disciplinas

trabajan juntas. También creo que la calidad de los pronósticos se puede mejorar

mediante una cooperación más estrecha. Por lo tanto, hagamos del 2015 un año de

pensamiento interdisciplinario y colaborativo!


la sPe danesa, vista porun argentinoPor AgustÍn rodriguez riCCio

Hace ya casi un año me mudé a Dina-marca, gracias a una mezcla de casualidady causalidad. Desde que supe que veníapara acá, empecé a buscar cómo podíainvolucrarme en esta sección de la SPE. Enparte porque siempre me mantuve activodentro de la SPE y en parte para empezara integrarme a la cultura y conocer gente.

Habiendo estado tanto tiempo involu-crado en la SPE Argentina, esperabaencontrarme con algo similar en Dina-marca; y efectivamente así fue. Esto esen parte lo que hace linda a la SPE: encualquier lugar del mundo en el que hayauna sección, siempre se puede encontrargente con la que compartir experiencias yuna buena cerveza.

Tuve la buena suerte de compartir oficinacon el presidente de la sección que me intro-dujo a los diferentes eventos que realizan.

El que más me llamó la atención fue unacena mensual en la cual se debate sobre untema técnico en particular. En ella, la empre-sa que esponsorea el evento es la queexpone. Suele ser algo relacionado conalgún paper recientemente presentado oalguna nueva tecnología utilizada. En pro-medio suelen haber unos 80 miembros y 10estudiantes, pero esto varía reunión a reu-nión. En las mesas se arman discusionesinteresantes y se intercambian experiencias.

Este mes, además, se realiza el even-to anual en el que todos los miembros se

Agustín es Ingeniero en Petróleo delITBA con experiencia en camposmaduros, en ingeniería de reservorios yproducción. Destacándose en diseñode levantamiento artificial, evaluaciónde alternativas de terminación y enevaluaciones económicas y toma dedecisiones. Trabajó en la empresaChevrón como Ingeniero en petróleo ycomo Ingeniero de producción, actual-mente trabaja en Hess como Ingenierode operaciones offshore en Dinamarca.

CurriCuluM VitAe

reúnen en un encuentro formal acompa-ñados de sus parejas. Es una excelenteoportunidad para reencontrase con viejoscolegas y compañeros de trabajo.

También editan una revista similar aContacto. La gran diferencia es que sólose utiliza como complemento de la páginaweb. En ella se resumen las actividadesfuturas de la sección, así como tambiénde los capítulos estudiantiles. Es notablela cantidad de empresas que tienen unespacio publicitario en sus páginas. Estohace posible su edición y costear lascenas mensuales, que son gratis para losmiembros. Al igual que la SPE de Argenti-na, esta sección hace de nexo entre los

estudiantes y las empresas; en particularcon la asignación de becas.

En el tiempo que llevo en Copenhaguepude participar de varios eventos organi-zados por esta sección y empezar a enten-der cómo funciona la SPE aquí. Si bien noes muy distinta que la de Argentina y lasactividades son similares, me sorprendió laalta participación de los miembros engeneral, más allá de la comisión directiva ysus allegados. Espero poder empezar acontribuir en esta sección como lo hiceestos años en la de Argentina.

En la próxima edición, el presidente dela sección va a contar un poco más acer-ca de cómo se vive la SPE en Dinamarca.




un nuevo ciclo de la industria, retos niColás ziPeroViCH y eMiliAno WACHs

CurriCuluM VitAe CurriCuluM VitAe

Nuestra industria es una industria quesabe de ciclos: en los últimos 25 años, sibien ha habido una tendencia al alza, losprecios del crudo han experimentadonumerosos episodios de movimientosvertiginosos, tanto crecientes comodecrecientes. Tras comenzar la década delos 80´s con un ascenso significativo enlos precios, y luego de la creación de losmercados de futuros, la OPEP intentórecuperar el mercado perdido y los pre-cios cayeron estrepitosamente en 1986,por debajo de USD 10/bbl, manteniéndo-se por debajo de los USD 15/bbl hasta elfinal de la década. Ya en los 90s, los con-flictos en medio oriente dispararon losprecios a más de USD 40/bbl, para luegoestabilizarse entre USD 20 y USD 25/bblhasta una nueva caída en 1998, en estaocasión impulsada por la crisis asiática yuna oferta relativamente abundante. Larecuperación plena se vio para el inicio dela nueva década, con una plena participa-ción de la OPEP y la recuperación de lospaíses asiáticos.

Asimismo, a partir de 2003 comienzaun nuevo ciclo de incrementos en los pre-cios, como consecuencia de la menoroferta a nivel mundial producto del decli-no en muchos de los grandes camposalrededor del globo. Este gran ciclo posi-tivo se exacerbó con la burbuja especula-

tiva en los mercados financieros y el pre-cio alcanzó niveles de cerca de USD150/bbl en el 2008, que tras la crisis delas hipotecas sub-prime impulsaron lacaída a precios por debajo de los USD40/bbl. En este caso, la recuperaciónpost-crisis también se dio por una activaestrategia de la OPEP, una paulatinarecuperación de la economía global, y elfin del petróleo fácil de encontrar y conbajos costos de desarrollo.

Adentrándonos en el corriente ciclo,Norteamérica será responsable por masdel 90% del incremento en el crecimientode la oferta global de crudo durante esteaño y, con precios de USD90-100/bbl,Estados Unidos tiene un potencial deincremento de 1.5/2 mmbbld por año porvarios años, generando una potencialsobreoferta de crudo en el mercado glo-bal. Estados Unidos debería entoncesreducir su tasa de incremento de produc-ción a prácticamente cero, para llevar almercado a una situación cercana al equi-librio. Así, al ser una crisis principalmentepor exceso de oferta (con el agregado deun componente geopolítico importante),un recorte de la OPEC podría en últimainstancia derivar en mayores precios queimpacten positivamente en la oferta decrudo de los Estados Unidos neutralizan-do potencialmente el efecto inicial. Por lo

tanto, la OPEC deja que esta vez sea elresto del mundo el que se encargue deestabilizar la oferta, impactando principal-mente en los productores marginales deshale en los Estados Unidos, y demoran-do también proyectos de relevancia alre-dedor del mundo.

Por consiguiente, es de esperar que larecuperación en los precios sea gradual acontrapartida de otros episodios, dondelos rebotes fueron más pronunciados. Seespera así una merma considerable en latasa de incremento en la oferta de crudoen los Estados Unidos y, al mismo tiempoun gradual incremento en la demanda anivel global en un contexto de crecimien-to moderado. Por otro lado, factores detensión geopolíticos disruptivos en MedioOriente, que son un factor difícil de pro-nosticar y pueden generar rápidos incre-mentos de precio al impactar de manerasignificativa países con producción deenvergadura, seguramente agregaránmomentos volatilidad pero no deberíanmodificar el contexto de fondo.

En consecuencia, no deberíamos espe-rar que los precios vuelvan a valores deUSD 100/bbl en el corto plazo, y debemosrecalcular nuestro escenario competitivo aun estándar algo mas conservador para elmediano-largo plazo, en un contextodonde existen oportunidades pero ninguna

Emiliano Wachs es Licencia-do en Economía, Master enFinanzas y CIIA. Actualmenteocupa roles de analista dePortafolio y Estrategia Corpo-rativa en Pluspetrol. Previo asu paso por Pluspetrol, sedesempeñó como Head of Oiland Gas para Latinoamerica,en Bancos de Inversión y fon-dos mutuos.

Nicolás Ziperovich es Gerentede Portafolio y Estrategia Corpo-rativa, y responsable del Desa-rrollo de Negocios en Méxicopara Pluspetrol. Previamente,ocupó roles de desarrollo denegocios e ingeniería de reservo-rios en Pluspetrol y Repsol-YPF.Es Ingeniero en Petróleo delITBA, y cuenta con un MSc inPetroleum Engineering de ISE -Heriot Watt University.


17Contacto SPE Mayo 2015 17

y oportunidades en América latina

de ellas de simple solución o desarrollo. Almargen de los desarrollos no convenciona-les, donde hasta ahora sólo vimos unmodelo exitoso en los Estados Unidos, lasoportunidades convencionales con volu-men se encuentran en contextos operati-vos complejos y/o en países remotos o dealto riesgo. Comenzando por el Pre-Sal enBrasil, pasando por las arenas compactasen Canadá, el Pre-Sal en Angola y otros deÁfrica Occidental y Oriental (ej: Nigeria,Kenia, Uganda, Tanzania y Mozambique),todas las opciones para los productores depetróleo y gas aparecen como desarrolloscomplejos desde el punto de vista técnico,comercial, de seguridad y de riesgo deinversión.

Por consiguiente, los retos que veni-mos teniendo y que vamos a enfrentar noson menores. Las empresas petrolerasdeberían ajustar sus visiones y objetivosde crecimiento ya que los hidrocarburosson cada vez menos accesibles, máscaros y más difíciles de extraer. Entre esosretos, están la adaptación a este nuevouniverso dominado por los no convencio-nales y el deep water o a zonas hostilesdesde el punto de vista del riesgo desuperficie. Es importante que las empre-sas petroleras cambien esa visión degrandes márgenes a una visión de eficien-cia y tecnología. Para ello no solo hay que

cambiar procesos sino también capacitaren forma constante a su personal enestos nuevos plays. Hay que empezar apensar de forma diferente en esta indus-tria. A esto se suma que la exploración enlos últimos años ha sido cada vez másdifícil. No solo desde el punto de vista dedescubrimientos que, pese a que han dis-minuido a lo largo de los años, siguensiendo de importancia, sino tambiéndesde la visión comercial, ya que cadavez menos descubrimientos han tenidoéxito comercial.

Pero siempre cuando hay retos escuando aparecen las oportunidades y laindustria se reinventa. Cuando muchosespecialistas comenzaron a hablar de“peak oil”, es decir que la producción mun-dial de petróleo había llegado a su techo,aparecieron nuevas tecnologías y se desa-rrollaron los reservorios no convencionales.La industria de los hidrocarburos siemprese reinventa y esta no debería ser la excep-ción. Este nuevo ciclo de precios del petró-leo va a generar mayores eficiencias en lascompañías, algo que como dije antes, esfundamental para el desarrollo de no con-vencionales. Esto será clave para aprove-char la gran oportunidad que se llama VacaMuerta y que está en Argentina. Esta cir-cunstancia ha puesto a la industria de loshidrocarburos en Argentina en la vidriera

del mundo. Si los retos que mencionamosantes son grandes, los que hay que enfren-tar para el desarrollo de los no convencio-nales en Argentina son enormes. En estecaso, será necesario alinear muy bien losintereses de todos los actores y es nuestraesperanza que pueda llevarse a cabo.

Por otro lado, también en AméricaLatina existen oportunidades convencio-nales. Afortunadamente muchos paísesde la región tienen recursos importantes yuna industria desarrollada. Sin embargopor motivos ajenos a la geología ha que-dado mucho hidrocarburo sin ser extraí-do. La reciente apertura de México es unenorme avance y genera, si se hacecorrectamente, una gran oportunidadpara las empresas y la región. Es de espe-rar que esto se replique en otros países.Asimismo, la oportunidad del pre-sal bra-silero aparece como otro potencial desa-rrollo, si se dan los pasos necesarioshacia una mayor participación de empre-sas del exterior.

En conclusión, debido al rol transcen-dental de la energía en la economía y en eldesarrollo de los países, estamos frente a uncontexto que, si bien es desafiante, resultamás que interesante para aquellos actoresde nuestra industria que estén dispuestos aapostar por un futuro de crecimiento.

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Comparación objetiva entre la Ley de

Por AlejAndro r. luPPi

Antes y después de las modificaciones recientemente introducidas por la “Ley Galuccio” 27.007.

En el Boletín Oficial N° 33.001 del31/10/2014 se publicó la ley N° 27.007que modifica la ley de hidrocarburos N°17.319 vigente hasta hoy. He a continua-ción una sinopsis con los cambios, agre-gados y derogaciones introducidos por lanueva norma.

LEY N° 17.319

CAMBIOS INTRODUCIDOS POR LALEY N° 27.007

TÍTULO I

Disposiciones Generales

Artículos 1 – 13 (sin cambios)

TÍTULO II

Derechos y obligaciones principales

SECCIÓN 1ª

Reconocimiento Superficial

Artículos 14 – 15 (sin cambios)

SECCIÓN 2ª

Permisos de Exploración

Artículos 16 a 22 (sin cambios)

Artículo 23: Los plazos de los permisosde exploración serán fijados en cada con-curso con los máximos siguientes:

Artículo 23. Los plazos de los permisosde exploración serán fijados en cada lici-tación por la Autoridad de Aplicación, deacuerdo al objetivo de la exploración,según el siguiente detalle:

Plazo básico: 1er. período hasta cuatro (4) años

2do. período hasta tres (3) años

3er. período hasta dos (2) años

Plazo Básico: Exploración con objetivoconvencional:

1er. período hasta tres (3) años

2do. período hasta tres (3) años

Período de prórroga: hasta cinco (5) años

Período de prórroga hasta cinco (5) años

Exploración con objetivo no convencional:

1er. período hasta cuatro (4) años

2do. período hasta cuatro (4) años

Período de prórroga hasta cinco (5) años

Para las exploraciones en la plataforma con-tinental cada uno de los períodos del plazobásico podrá incrementarse en un (1) año.

Para las exploraciones en la plataformacontinental y en el mar territorial cadauno de los períodos del Plazo Básico deexploración con objetivo convencionalpodrá incrementarse en un (1) año.

La prórroga prevista en este artículo esfacultativa para el permisionario.

La prórroga prevista en este artículoes facultativa para el permisionarioque haya cumplido con la inversión ylas restantes obligaciones a su cargo.

La transformación parcial del área del per-miso de exploración en concesión deexplotación realizada antes del vencimien-to del plazo básico del permiso, conformea lo establecido en el artículo 22, autoriza aadicionar al plazo de la concesión el lapsono transcurrido del permiso de explora-ción, excluido el término de la prórroga.

En cualquier momento el permisionariopodrá renunciar a toda o parte del áreacubierta por el permiso de exploración,sin perjuicio de las obligaciones prescrip-tas en el artículo 20.

Artículo 24. Sin cambios.

Artículo 25. Los permisos de exploraciónabarcarán áreas cuya superficie no excedade cien (100) unidades. Los que se otorguensobre la plataforma continental no supera-rán las ciento cincuenta (150) unidades.

Ninguna persona física o jurídica podráser simultáneamente titular de más decinco (5) permisos de exploración ya seaen forma directa o indirecta.

Artículo 25. Los permisos de explora-ción abarcarán áreas cuya superficieno exceda de cien (100) unidades. Losque se otorguen sobre la plataforma

continental no superarán las cientocincuenta (150) unidades.

Artículo 26. Al fenecer cada uno de losperíodos primero y segundo del plazobásico de un permiso de exploración elpermisionario reducirá su área, comomínimo, al cincuenta por ciento (50%) dela superficie remanente del permiso alconcluir el respectivo período.

El área remanente será igual a la originalmenos las superficies restituidas conanterioridad o transformadas en lotes deuna concesión de explotación.

Al término del plazo básico el permisiona-rio restituirá el total del área remanente,salvo si ejercitara el derecho de utilizar elperíodo de prórroga, en cuyo caso dicharestitución quedará limitada al 50% delárea remanente antes del fenecimientodel último período de dicho plazo básico.

Artículo 26. Al finalizar el primer perí-odo del Plazo Básico el permisionariodecidirá si continúa explorando en elárea, o si la revierte totalmente al Esta-do. El permisionario podrá mantenertoda el área originalmente otorgada,siempre que haya dado buen cumpli-miento a las obligaciones emergentesdel permiso.

Al término del Plazo Básico el permisio-nario restituirá el total del área, salvo siejercitara el derecho de utilizar el perío-do de prórroga, en cuyo caso dicharestitución quedará limitada al cincuen-ta por ciento (50%) del área remanenteantes del vencimiento del segundoperíodo del Plazo Básico.

SECCIÓN 3ª

Concesiones de Explotación

Artículo 27. La concesión de explotaciónconfiere el derecho exclusivo de explotarlos yacimientos de hidrocarburos queexistan en las áreas comprendidas en elrespectivo título de concesión durante elplazo que fija el artículo 35.

Artículo 27. La concesión de explota-ción confiere el derecho exclusivo deexplotar los yacimientos de hidrocar-



Hidrocarburos (Ley 17.319)buros que existan en las áreas com-prendidas en el respectivo título deconcesión durante el plazo que fija elartículo 35.

Los sujetos titulares de permisos deexploración y/o de concesiones deexplotación de hidrocarburos tendránderecho a solicitar a la Autoridad deAplicación una Concesión de Explota-ción No Convencional de Hidrocarbu-ros, en los términos previstos en elartículo 22 o en el artículo 27 bis,según corresponda.

Artículo 27 bis. Entiéndese por Explota-ción No Convencional de Hidrocarburos laextracción de hidrocarburos líquidos y/ogaseosos mediante técnicas de estimula-ción no convencionales aplicadas en yaci-mientos ubicados en formaciones geoló-gicas de rocas esquisto o pizarra (shalegas o shale oil), areniscas compactas (tightsands, tight gas, tight oil), capas de carbón(coal bed methane) y/o caracterizados, engeneral, por la presencia de rocas de bajapermeabilidad. El concesionario de explo-tación, dentro del área de concesión,podrá requerir la subdivisión del área exis-tente en nuevas áreas de explotación noconvencional de hidrocarburos y el otor-gamiento de una nueva Concesión deExplotación No Convencional de Hidro-carburos. Tal solicitud deberá estar funda-da en el desarrollo de un plan piloto que,de conformidad con criterios técnico-eco-nómicos aceptables, tenga por objeto laexplotación comercial del yacimiento des-cubierto. La Autoridad de Aplicaciónnacional o provincial, según corresponda,decidirá en el plazo de sesenta (60) días ysu vigencia se computará en la forma queestablece el artículo 35.

Los titulares de una Concesión deExplotación No Convencional de Hidro-carburos, que a su vez sean titulares deuna concesión de explotación adyacen-te y preexistente a la primera, podránsolicitar la unificación de ambas áreascomo una única concesión de explota-ción no convencional, siempre que sedemostrare fehacientemente la conti-nuidad geológica de dichas áreas. Talsolicitud deberá estar fundada en eldesarrollo del plan piloto previsto en elpárrafo precedente.

La concesión correspondiente al áreaoportunamente concesionada y no afec-

tada a la nueva Concesión de Explota-ción No Convencional de Hidrocarburos,seguirá vigente por los plazos y en lascondiciones previamente existentes,debiendo la Autoridad Concedente rea-decuar el título respectivo a la extensiónresultante de la subdivisión. Queda esta-blecido que la nueva Concesión deExplotación No Convencional de Hidro-carburos deberá tener como objetivoprincipal la Explotación No Convencionalde Hidrocarburos. No obstante ello, eltitular de la misma podrá desarrollar acti-vidades complementarias de explotaciónconvencional de hidrocarburos, en elmarco de lo dispuesto en el artículo 30 yconcordantes de la presente ley.

Artículo 27 ter. Aquellos proyectos deProducción Terciaria, Petróleos ExtraPesados y Costa Afuera que por su pro-ductividad, ubicación y demás caracterís-ticas técnicas y económicas desfavora-bles, y que sean aprobados por laAutoridad de Aplicación y por la Comi-sión de Planificación y CoordinaciónEstratégica del Plan Nacional de Inversio-nes Hidrocarburíferas, podrán ser pasi-bles de una reducción de regalías dehasta el cincuenta por ciento (50%) porparte de la Autoridad de Aplicación pro-vincial o nacional, según corresponda. Seconsideran Proyectos de ProducciónTerciaria aquellos proyectos de produc-ción en que se apliquen técnicas de recu-peración mejorada del petróleo (EnhancedOil Recovery —EOR— o Improved OilRecovery —IOR—). Se consideran pro-yectos de Petróleo Extra Pesado aquellosque requieran tratamiento especial (cali-dad de crudo inferior a 16 grados API ycon viscosidad a temperatura de reservo-rio superior a los 1000 centipois).

Artículo 28. (sin cambios)

Artículo 29. Las concesiones de explota-ción serán otorgadas por el Poder Ejecu-tivo a las personas físicas o jurídicas queejerciten el derecho acordado por el artí-culo 17 cumpliendo las formalidades con-signadas en el artículo 22.

El Poder Ejecutivo, además podrá otorgarconcesiones de explotación sobre zonasprobadas a quienes reúnan los requisitosy observen los procedimientos especifica-dos por la sección 5 del presente título.

Esta modalidad de concesión no implicaen modo alguno garantizar la existenciaen tales áreas de hidrocarburos comer-cialmente explotable.

Artículo 29. Las concesiones deexplotación serán otorgadas, segúncorresponda, por el Poder Ejecutivonacional o provincial a las personasfísicas o jurídicas que ejerciten elderecho acordado por el artículo 17cumpliendo las formalidades consig-nadas en el artículo 22.

El Poder Ejecutivo nacional o provin-cial, según corresponda, podrá ade-más otorgar concesiones de explota-ción sobre zonas probadas a quienesreúnan los requisitos y observen losprocedimientos especificados por laSección 5 del presente Título.

Esta modalidad de concesión noimplica en modo alguno garantizar laexistencia en tales áreas de hidrocar-buros comercialmente explotables.

El Poder Ejecutivo nacional o provin-cial, según corresponda, asimismootorgará Concesiones de ExplotaciónNo Convencionales de Hidrocarburosde acuerdo a los requisitos dispuestospor los artículos 27 y 27 bis.

Artículo 30 a 33. (sin cambios)

Artículo 34: El área máxima de concesiónde explotación que no provenga de unpermiso de exploración, será de doscien-tos cincuenta (250) km2.

Ninguna persona física o jurídica podrá sersimultáneamente titular de más de cinco (5)concesiones de explotación, ya sea directao indirectamente y cualquiera sea su origen.

Artículo 34. El área máxima de unanueva concesión de explotación que seaotorgada a partir de la vigencia del pre-sente y que no provenga de un permisode exploración, será de doscientos cin-cuenta kilómetros cuadrados (250 km²).

Artículo 35. Las concesiones de explota-ción tendrán una vigencia de veinticinco(25) años a contar desde la fecha de laresolución que las otorgue, con más losadicionales que resulten de la aplicación delartículo 23. El Poder Ejecutivo podrá prorro-garlas hasta por diez (10) años, en las con-



diciones que se establezcan al otorgarse laprórroga y siempre que el concesionariohaya dado buen cumplimiento a las obliga-ciones emergentes de la concesión. La res-pectiva solicitud deberá presentarse conuna antelación no menor de seis (6) mesesal vencimiento de la concesión.

Artículo 35. Artículo 35. De acuerdo a lasiguiente clasificación las concesiones deexplotación tendrán las vigencias estable-cidas a continuación, las cuales se conta-rán desde la fecha de la resolución que lasotorgue, con más los adicionales queresulten de la aplicación del artículo 23:

a) Concesión de explotación convencionalde hidrocarburos: veinticinco (25) años.

b) Concesión de Explotación No Conven-cional de Hidrocarburos: treinta y cinco(35) años. Este plazo incluirá un Períodode Plan Piloto de hasta cinco (5) años, aser definido por el concesionario y apro-bado por la Autoridad de Aplicación almomento de iniciarse la concesión.

c) Concesión de Explotación con laplataforma continental y en el marterritorial: treinta (30) años.

Los titulares de las concesiones deexplotación (ya sea que a la fecha deinicio de vigencia de la presente modi-ficación hayan sido o no prorrogadas) ysiempre que hayan cumplido con susobligaciones como concesionarios deexplotación, estén produciendo hidro-carburos en las áreas en cuestión ypresenten un plan de inversiones con-sistente con el desarrollo de la conce-sión, podrán solicitar prórrogas por unplazo de diez (10) años de duracióncada una de ellas.

La respectiva solicitud deberá presen-tarse con una antelación no menor a un(1) año al vencimiento de la concesión.

Queda establecido que aquellas conce-siones de explotación que a la fecha desanción de la presente ley hayan sidopreviamente prorrogadas se regirán hastael agotamiento de los plazos de dichasprórrogas por los términos y condicionesexistentes. Una vez agotados dichos pla-zos de prórroga, los titulares de las con-cesiones de explotación podrán solicitarnuevas prórrogas, debiendo dar cumpli-miento a las condiciones de prórrogaestablecidas en la presente ley.


SECCIÓN 4ª

Concesiones de Transporte

Artículos 39 y 40. (sin cambios)

Artículo 41. Las concesiones a que serefiere la presente sección serán otorgadaspor un plazo de treinta y cinco (35) años acontar desde la fecha de adjudicación,pudiendo el Poder Ejecutivo, a petición delos titulares, prorrogarlos por hasta diez (10)años más por resolución fundada. Vencidodichos plazos, las instalaciones pasarán aldominio del Estado nacional sin cargo nigravamen alguno y de pleno derecho.

Artículo 41. Sin perjuicio de lo dispues-to por el artículo 27 bis, los permisos yconcesiones regulados por esta leyserán adjudicados mediante licitacionesen las cuales podrá presentar ofertascualquier persona física o jurídica quereúna las condiciones establecidas en elartículo 5° y cumpla los requisitos exigi-dos en esta sección.

Las concesiones que resulten de laaplicación de los artículos 29, párrafoprimero y 40, segundo párrafo, seránadjudicadas conforme a los procedi-mientos establecidos en el Título II dela presente ley.

Artículos 42 a 44. (sin cambios)

SECCIÓN 5ª

Adjudicaciones

Artículo 45. Los permisos y concesionesregulados por esta ley serán adjudicadosmediante concursos en los cuales podrápresentar ofertas cualquier persona físicao jurídica que reúna las condiciones esta-blecidas en el artículo 5º y cumpla losrequisitos exigidos en esta sección.

Las concesiones que resulten de la apli-cación de los artículos 29, párrafo 1º y 40,2º párrafo, serán adjudicadas conforme alos procedimientos establecidos en lassecciones 2a y 4a del Título II.

Artículo 45. Sin perjuicio de lo dispues-to por el artículo 27 bis, los permisos yconcesiones regulados por esta leyserán adjudicados mediante licitacionesen las cuales podrá presentar ofertascualquier persona física o jurídica quereúna las condiciones establecidas en elartículo 5° y cumpla los requisitos exigi-dos en esta sección.

Las concesiones que resulten de laaplicación de los artículos 29, párrafoprimero y 40, segundo párrafo, seránadjudicadas conforme a los procedi-mientos establecidos en el Título II dela presente ley.


Artículo 47. Dispuesto el llamado a con-

curso en cualquiera de los procedimientosconsiderados por el artículo 46º, la autori-dad de aplicación confeccionará el pliegorespectivo, el que consignará a título ilus-trativo y con mención de su origen, lasinformaciones y disponibles concernientesa la presentación de propuestas.

Asimismo, el pliego contendrá las condi-ciones y garantías a que deberán ajustar-se las ofertas y enunciará las bases funda-mentales que se tendrán en consideraciónpara valorar la conveniencia de las pro-puestas, tales como el importe y los pla-zos de las inversiones en obras y trabajosque se comprometan y ventajas especia-les para la Nación incluyendo bonificacio-nes, pagos iniciales diferidos o progresi-vos, obras de interés general, etc.

El llamado a concurso deberá difundirsedurante no menos de diez (10) días en loslugares y por medios que se consideren idó-neos para asegurar su más amplio conoci-miento, debiéndose incluir entre éstos,necesariamente, el Boletín Oficial. Las publi-caciones se efectuarán con una anticipa-ción mínima de sesenta (60) días al indicadopara el comienzo de recepción de ofertas.

Artículo 47. Dispuesto el llamado a lici-tación en cualquiera de los procedi-mientos considerados por el artículo 46,la Autoridad de Aplicación confecciona-rá el pliego respectivo, en base al PliegoModelo, elaborado entre las Autorida-des de Aplicación de las provincias y laSecretaría de Energía de la Nación, elque consignará a título ilustrativo y conmención de su origen, las informacionesdisponibles concernientes a la presenta-ción de propuestas.

Asimismo, el pliego contendrá las con-diciones y garantías a que deberánajustarse las ofertas y enunciará lasbases fundamentales que se tendránen consideración para valorar la con-veniencia de las propuestas, talescomo el importe y los plazos de lasinversiones en obras y trabajos que secomprometan. El llamado a licitacióndeberá difundirse durante no menosde diez (10) días en los lugares y pormedios nacionales e internacionalesque se consideren idóneos para ase-gurar su más amplio conocimiento,buscando la mayor concurrencia posi-ble, debiéndose incluir entre éstos,necesariamente, el Boletín Oficial. Laspublicaciones se efectuarán con unaanticipación mínima de sesenta (60)días al indicado para el comienzo derecepción de ofertas.

Artículo 48. La autoridad de aplicación



estudiará todas las propuestas y podrárequerir de aquellos oferentes que hayanpresentado las de mayor interés, lasmejoras que considere necesarias paraalcanzar condiciones satisfactorias. Laadjudicación recaerá en el oferente quehaya presentado la oferta que a criteriodebidamente fundado del Poder Ejecuti-vo, resultare en definitiva la más conve-niente a los intereses de la Nación.

Es atribución del Poder Ejecutivo rechazartodas las ofertas presentadas o adjudicaral único oferente en el concurso.

Artículo 48. La Autoridad de Aplicaciónestudiará todas las propuestas y podrárequerir de aquellos oferentes que hayanpresentado las de mayor interés, lasmejoras que considere necesarias paraalcanzar condiciones satisfactorias. Laadjudicación recaerá en el oferente quehaya presentado la oferta más conve-niente que a criterio debidamente funda-do del Poder Ejecutivo nacional o provin-cial, según corresponda, en particularproponga la mayor inversión o actividadexploratoria.

Es atribución del Poder Ejecutivonacional o provincial, según corres-ponda, rechazar todas las ofertas pre-sentadas o adjudicar al único oferenteen la licitación.


SECCIÓN 6ª

Tributos

Artículo 56. (Sin cambios)

SECCIÓN 7ª

Canon y Regalías

Artículo 57. El titular de un permiso deexploración pagará anualmente y poradelantado un canon por cada Kilómetrocuadrado o fracción, conforme a lasiguiente escala:

a) Plazo básico:

1er. Período — quinientos pesos monedanacional (m$n. 500.—)

a) Plazo Básico:

1er. Período: doscientos cincuentapesos ($ 250).

2do. Período: mil pesos ($ 1.000).

b) Prórroga: Durante el primer año de suvigencia abonará por adelantado cien milpesos moneda nacional (m$n. 100.000.—)

por Km2 o fracción, incrementándosedicho monto en el 50% anual acumulativo.

b) Prórroga: Durante el primer año desu vigencia abonará por adelantado lasuma de diecisiete mil quinientospesos ($ 17.500) por Km² o fracción,incrementándose dicho monto en elveinticinco por ciento (25%) anualacumulativo.

El importe de este tributo podrá reajustarsecompensándolo con las inversiones efecti-vamente realizadas en la exploración de lafracción remanente, hasta la concurrenciade un canon mínimo de diez mil pesosmoneda nacional (m$n. 10.000.—) por Km2que será abonado en todos los casos.

El importe que deba ser abonado poreste concepto correspondiente alsegundo Período del Plazo Básico y alPeríodo de Prórroga podrá reajustarsecompensándolo con las inversionesefectivamente realizadas en la explora-ción dentro del área correspondiente,hasta la concurrencia de un canonmínimo equivalente al diez por ciento(10%) del canon que corresponda enfunción del período por Km² que seráabonado en todos los casos.

Artículo 58. El concesionario de explota-ción pagará anualmente y por adelantadopor cada kilómetro cuadrado o fracciónabarcado por el área un canon de veinte milpesos moneda nacional (m$n. 20.000.—).

Artículo 58. El concesionario de explota-ción pagará anualmente y por adelantadoun canon por cada kilómetro cuadrado ofracción abarcado por el área de pesoscuatro mil quinientos ($ 4.500).

Artículo 58 bis. La Autoridad de Apli-cación podrá establecer para las pró-rrogas de concesiones de explotación,el pago de un bono de prórroga cuyomonto máximo será igual a la resultan-te de multiplicar las reservas compro-badas remanentes al final del períodode vigencia de la concesión por el dospor ciento (2%) del precio promedio decuenca aplicable a los respectivoshidrocarburos durante los dos (2) añosanteriores al momento del otorgamien-to de la prórroga.

Para los casos de realización de activida-des complementarias de explotaciónconvencional de hidrocarburos, a partirdel vencimiento del período de vigenciade la concesión oportunamente otorga-da y dentro de la Concesión de Explota-ción No Convencional de Hidrocarburos,la Autoridad de Aplicación podrá esta-

blecer el pago de un bono de explota-ción cuyo monto máximo será igual a laresultante de multiplicar las reservascomprobadas remanentes asociadas a laexplotación convencional de hidrocarbu-ros al final del período de vigencia de laconcesión oportunamente otorgada ypor el dos por ciento (2%) del precio pro-medio de cuenca aplicable a los respec-tivos hidrocarburos durante los dos (2)años anteriores al momento del otorga-miento de la Concesión de ExplotaciónNo Convencional de Hidrocarburos.

Artículo 59. El concesionario de explota-ción pagará mensualmente al Estado nacio-nal, en concepto de regalía sobre el produ-cido de los hidrocarburos líquidos extraídosen boca de pozo, un porcentaje del docepor ciento (12%), que el Poder Ejecutivopodrá reducir hasta el cinco por ciento (5%)teniendo en cuenta la productividad, condi-ciones y ubicación de los pozos.

Artículo 59. El concesionario de explo-tación pagará mensualmente al Conce-dente, en concepto de regalía sobre elproducido de los hidrocarburos líquidosextraídos en boca de pozo, un porcenta-je del doce por ciento (12%). Idénticoporcentaje del valor de los volúmenesextraídos y efectivamente aprovecha-dos, pagará mensualmente la produc-ción de gas natural, en concepto deregalía. Para el pago de esta regalía elvalor del gas será fijado conforme al pro-cedimiento indicado para el petróleocrudo en el artículo 61. El pago en espe-cie de esta regalía sólo procederá cuan-do se asegure al concesionario unarecepción de permanencia razonable.

En ambos casos el Poder Ejecutivonacional o provincial, según correspon-da como autoridades concedentes,podrá reducir la misma hasta el cincopor ciento (5%) teniendo en cuenta laproductividad, condiciones y ubicaciónde los pozos. Asimismo, en caso deprórroga, corresponderá el pago deuna regalía adicional de hasta tres porciento (3%) respecto de la regalía apli-cable al momento de la primera prórro-ga y hasta un máximo total de diecio-cho por ciento (18%) de regalía para lassiguientes prórrogas.

En los casos de las concesiones deexplotación referidas en el último párrafodel artículo 35, corresponderá el pago deuna regalía total que no podrá superar eldieciocho por ciento (18%).

Por la realización de las actividades com-plementarias de explotación convencionalde hidrocarburos, a las que se hace refe-



rencia en el artículo 27 bis de la presenteley, a partir del vencimiento del período devigencia de la concesión oportunamenteotorgada y dentro de la Concesión deExplotación No Convencional de Hidro-carburos, la Autoridad de Aplicaciónpodrá fijar asimismo una regalía adicionalde hasta tres por ciento (3%) respecto dela regalía vigente hasta un máximo de die-ciocho por ciento (18%) según corres-ponda conforme al mecanismo estableci-do en el artículo 35.

Las alícuotas de regalías previstas en elpresente artículo serán el único mecanis-mo de ingreso sobre la producción dehidrocarburos que percibirán las jurisdic-ciones titulares del dominio de los hidro-carburos en su carácter de Concedentes.

Artículo 60. (Sin cambios)

Artículo 61. El pago en efectivo de la rega-lía se efectuará conforme al valor del petró-leo crudo en boca de pozo, el que se deter-minará mensualmente por la autoridad deaplicación restando del fijado según las nor-mas establecidas en el inciso c) apartado Idel artículo 56º, el flete del producto hasta ellugar que se haya tomado como base parafijar su valor comercial. Si la autoridad no lofijara, regirá el último establecido.

Artículo 61. El pago en efectivo de laregalía se efectuará conforme al valordel petróleo crudo en boca de pozo, elque será declarado mensualmente porel permisionario y/o concesionario, res-tando del fijado según las normas esta-blecidas en el inciso c) apartado I delartículo 56, el flete del producto hasta ellugar que se haya tomado como basepara fijar su valor comercial. Cuando laAutoridad de Aplicación considere queel precio de venta informado por el per-misionario y/o concesionario no refleja elprecio real de mercado, deberá formularlas objeciones que considere pertinente.

Artículo 62. La producción de gas naturaltributará mensualmente, en concepto deregalía, el doce por ciento (12%) del valor delos volúmenes extraídos y efectivamenteaprovechados, porcentaje que el Poder Eje-cutivo podrá reducir hasta el cinco por cien-to (5%) teniendo en cuenta los factores quemenciona el artículo 59º.

Artículo 62. Derógase

Artículos 63 a 65. (Sin cambios)

TÍTULO III

Otros derechos y obligaciones


TÍTULO IV

Cesiones


TÍTULO V

Inspección y fiscalización


TÍTULO VI

Nulidad, caducidad y extinción delos permisos y concesiones


TÍTULO VII

Sanciones y recursos


TÍTULO VIII

Empresas estatales


Artículo 91 bis. Las provincias y el Esta-do nacional, cada uno con relación a laexploración y explotación de los recursoshidrocarburíferos de su dominio, no esta-blecerán en el futuro nuevas áreas reser-vadas a favor de entidades o empresaspúblicas o con participación estatal, cual-quiera fuera su forma jurídica. Respectode las áreas que a la fecha hayan sidoreservadas por las autoridades Conce-dentes en favor de entidades o empresasprovinciales con participación estatal,cualquiera fuera su forma jurídica, peroque a la fecha no cuenten con contratosde asociación con terceros, se podránrealizar esquemas asociativos, en loscuales la participación de dichas entida-des o empresas provinciales durante laetapa de desarrollo será proporcional alas inversiones comprometidas y queefectivamente sean realizadas por ellas.


TÍTULO IX

Autoridad de aplicación


TÍTULO X

Normas complementarias


TÍTULO XI

Normas transitorias


ANEXO ÚNICO (Sin cambios)

La Ley N° 27.007 agrega lo siguiente:

Título II

Régimen de Promoción de Inversiónpara la Explotación de Hidrocarburos

ARTICULO 19. — El Estado nacionalincorporará al Régimen de Promoción deInversión para la Explotación de Hidrocar-buros, creado mediante el decreto 929/13,a los proyectos que impliquen la realiza-ción de una inversión directa en monedaextranjera no inferior a doscientos cin-cuenta millones de dólares estadouniden-ses (U$S 250.000.000) calculada almomento de la presentación del “Proyec-to de Inversión para la Explotación deHidrocarburos” y a ser invertidos durantelos primeros tres (3) años del proyecto.

Los beneficios previstos en dicho decre-to se reconocerán a partir del tercer añocontado desde la puesta en ejecución delos respectivos proyectos.

El porcentaje de hidrocarburos respec-to del cual se aplicarán los beneficiosprevistos en los artículos 6° y 7° dedicho decreto, será el siguiente:

a) Explotación Convencional: veinte porciento (20%).

b) Explotación No Convencional: veintepor ciento (20%).

c) Explotación costa afuera: sesentapor ciento (60%).

Quedarán comprendidos dentro del inci-so c) precedente, aquellos proyectos deexplotación costa afuera en los cuales laperforación de pozos sea realizada enlocaciones donde la distancia entre ellecho marino y la superficie, medida en laubicación del pozo, en promedio entre laalta y la baja marea supere los 90 metros.Todo otro proyecto de explotación costaafuera que no reúna dichos requisitos,quedará enmarcado dentro de los inci-sos a) o b) según corresponda.

ARTICULO 20. — Las condiciones parael acceso al Régimen de Promoción deInversión para la Explotación de Hidro-carburos previstas en el artículo 19, regi-rán a partir de la entrada en vigencia de lapresente ley, reconociéndose a los Pro-yectos de Inversión para la Explotaciónde Hidrocarburos aprobados con ante-rioridad, los compromisos de inversión ylos beneficios promocionales compro-metidos al momento de su aprobación.



ARTICULO 21. — En el marco de losProyectos de Inversión para la Explota-ción de Hidrocarburos que sean apro-bados en el futuro por la Comisión dePlanificación y Coordinación Estratégi-ca del Plan Nacional de InversionesHidrocarburíferas, referidos en el artícu-lo 19 de la presente ley, se establecenlos siguientes aportes a las provinciasproductoras en los que se desarrolle elproyecto de inversión:

a) Dos coma cinco por ciento (2,5%) delmonto de inversión inicial del proyecto,dirigido a Responsabilidad Social Empre-saria, a ser aportado por las empresas.

b) Un monto a ser determinado por laComisión de Planificación y Coordina-ción Estratégica del Plan Nacional deInversiones Hidrocarburíferas, en funciónde la magnitud y el alcance del proyectode inversión para financiar obras de infra-estructura en las provincias productoras,a ser aportado por el Estado nacional.

ARTICULO 22.— Los bienes de capital einsumos que resulten imprescindiblespara la ejecución de los Planes de Inver-sión de las empresas inscriptas en elRegistro Nacional de Inversiones Hidro-carburíferas, ya sean importados por talesempresas o por quienes acrediten serprestadoras de servicios de ellas, tributa-rán los derechos de importación indicadosen el decreto 927/13 o normas que lo sus-tituyan. Dicha lista podrá ampliarse a otrosproductos estratégicos.

Título III

Disposiciones Complementarias yTransitorias

ARTICULO 23. — El Estado nacional ylos Estados provinciales, de conformi-dad con lo previsto por el artículo 41 dela Constitución Nacional, propenderánal establecimiento de una legislaciónambiental uniforme, la que tendrácomo objetivo prioritario aplicar lasmejores prácticas de gestión ambientala las tareas de exploración, explotacióny/o transporte de hidrocarburos a fin delograr el desarrollo de la actividad conun adecuado cuidado del ambiente.

ARTICULO 24. — Estado nacional ylos Estados provinciales propiciarán laadopción de un tratamiento fiscal uni-forme que promueva las actividadeshidrocarburíferas previstas en la pre-sente ley a desarrollarse en sus respec-tivos territorios.

ARTICULO 25. — El Poder Ejecutivonacional a través de la Comisión de Pla-nificación y Coordinación Estratégica

del Plan Nacional de Inversiones Hidro-carburíferas administrará el Programade Estímulo a la Inyección Excedentede Gas Natural creado por la resolución1/13 y el “Programa de Estímulo a laInyección de Gas Natural para Empre-sas con Inyección Reducida” creadopor la resolución 60/13, en amboscasos de la Comisión de Planificación yCoordinación Estratégica del PlanNacional de Inversiones Hidrocarburífe-ras, y los planes que con el propósito deestimular la producción excedente degas natural establezca en el futuro.

ARTICULO 26. — Las Autoridades deAplicación del ámbito nacional y provin-cial según correspondiere, la Secretaríade Energía de la Nación y la Comisión dePlanificación y Coordinación Estratégicadel Plan Nacional de Inversiones Hidro-carburíferas, promoverán la unificaciónde los procedimientos y registros ten-dientes al cumplimiento de sus respecti-vas competencias y el intercambio deinformación con dicho propósito y con elcumplimiento de los objetivos de autoa-bastecimiento previstos en la ley 26.741.

ARTICULO 27. — Derógase el artículo62 de la ley 17.319 y sus modificatorias.

ARTICULO 28. — El Poder Ejecutivonacional o provincial, según correspon-da, como autoridad Concedente, podráreducir hasta el veinticinco por ciento(25%) el monto correspondiente aregalías aplicables a la producción dehidrocarburos y durante los diez (10)años siguientes a la finalización del pro-yecto piloto, en favor de empresas quesoliciten una Concesión de ExplotaciónNo Convencional de Hidrocarburos, enlos términos del artículo 27 bis de la ley17.319 y sus modificatorias, dentro delos treinta y seis (36) meses a contar dela fecha de vigencia de la presente ley.

ARTICULO 29. — Las autoridades deaplicación de las provincias y la Secretaríade Energía de la Nación confeccionarándentro de los ciento ochenta (180) días acontar desde el inicio de vigencia de lapresente ley el Pliego Modelo establecidoen el artículo 47 de la ley 17.319 y susmodificatorias, el que podrá ser revisado yactualizado periódicamente según laoportunidad y conveniencia de las licita-ciones. Dicho Pliego Modelo contemplarálos términos y condiciones generales apli-cables a las licitaciones, incluyendo entreotras, las garantías a las que deberán ajus-tarse las ofertas, el alcance de las inver-siones y los ingresos que eventualmentepudieran corresponder a las respectivasAutoridades Concedentes. Asimismo elPliego Modelo contendrá las condiciones

especiales aplicables a adjudicacionescuyo objeto sea la exploración y/o explo-tación convencional de hidrocarburos,explotación no convencional, costa afue-ra, petróleos extra pesados, exploraciónen áreas de frontera y demás situacionesque puedan ser contempladas por dichasautoridades de aplicación.

ARTICULO 30. — Derógase el artículo2° de la ley 25.943, quedando a tal efec-to revertidos y transferidos todos lospermisos de exploración y concesionesde explotación de hidrocarburos de lasáreas costa afuera nacionales a laSecretaría de Energía de la Nación, res-pecto de los cuales no existan contratosde asociación suscriptos con EnergíaArgentina Sociedad Anónima en elmarco de la ley 25.943.

Exceptúase de dicha reversión a lospermisos de exploración o concesio-nes de explotación existentes a laentrada en vigencia de la presente leyque hayan sido otorgados con anterio-ridad a la ley 25.943.

Autorízase al Poder Ejecutivo nacionala negociar de mutuo acuerdo, en unplazo de seis (6) meses, con los titula-res de contratos de asociación quehayan sido suscriptos con EnergíaArgentina Sociedad Anónima en elmarco de la ley 25.943, la reconversiónde dichos contratos asociativos a per-misos de exploración o concesiones deexplotación de la ley 17.319 y susmodificatorias, según corresponda.

ARTICULO 31. — Cuando a la fecha deentrada en vigencia de esta ley algunaprovincia ya hubiera iniciado el procesode prórroga a que refiere el artículo 35 dela ley 17.319 y sus modificatorias, respec-to de concesiones otorgadas por el Esta-do nacional, y siempre que dicho procesohubiera establecido ciertas condicionesprecedentes en función de la voluntad dedicha provincia y del concesionario res-pectivo y de las leyes vigentes, dicha pro-vincia dispondrá de un plazo de noventa(90) días para concluir el proceso de pró-rroga mediante el dictado de los actosadministrativos necesarios a cargo delPoder Ejecutivo provincial. Las prórrogasasí determinadas tendrán posteriormenteel tratamiento que prevé el artículo 35 dela ley 17.319 y sus modificatorias.

ARTICULO 32. — Comuníquese alPoder Ejecutivo nacional.


Programa de conferenciassPe 2014 - 2015

distinguisHed leCtureEl Conferencista: Dave Anderson

(Extended Lecture), Product Manager deHIS, nos visitó el 10 de Noviembre, para dic-tar la conferencia sobre UnconventionalReservoirs Require Unconventional AnalysisTechniques. La misma fue desarrollada elHotel Sheraton Libertador y contó con la pre-sencia de 27 asistentes. La presentación sebasó en cómo y por qué las técnicas RTA hanevolucionado, comenzando con los sistemasrelativamente simples de reservorio conven-cional (alta permeabilidad) y progresando a lacomplejidad de los sistemas fracturados deultra-bajas permeabilidadades. Se presenta-ron las técnicas específicas para yacimientosno convencionales y se analizaron las fortale-zas, limitaciones y aplicaciones. Estas técni-cas fueron mostradas utilizando los datos deproducción de un yacimiento real.

ConFerenCiAsEl pasado 10 de diciembre se llevó a

cabo la presentación Un modelo dedesarrollo para vaca muerta a cargo delIng. Rubén Caligari consultor Profesor deGrado y Postgrado de Especialización enPetróleo y Gas del Instituto Tecnológicode Buenos Aires. Tiene más de 30 añosde experiencia en la industria de E&P enoperaciones, diseño de planes de desa-rrollo y evaluación de proyectos enArgentina y varios países de Latinoaméri-ca. Fue Ex Presidente de la Sección Pata-gonia y Sección Argentina, Miembro Dis-tinguido y Director Regional 2008-11 dela Society of Petroleum Engineers (SPE).

En esta oportunidad el encuentro serealizó en el Hotel Sheraton Libertadorubicado en Av. Córdoba 690 y asistieronal mismo 23 profesionales, que aportaronun marco enriquecedor a la presentación.

El Ing. Caligari planteó el interés de latemática a abordar el desarrollo domésticode los recursos no convencionales shale ytight teniendo en cuenta la fuerte depen-dencia de la matriz energética con loshidrocarburos. Plateando la excepcionalcalidad del recurso y que el acceso fluidoa las tecnologías específicas son fortale-zas claras para los desarrollos, aunque losdesafíos a enfrentar no son menores. Lapresentación fue particularmente referida alos desarrollos en Vaca Muerta. Se revisa-ron las características diferenciales de los

desarrollos shale, identificando los pará-metros críticos que definen el éxito de losproyectos y estimando el potencial impac-to en la oferta energética local.

El martes 17 de marzo en uno de lossalones del hotel Sheraton Libertador, ubica-do en Av. Córdoba 690 fue llevada a cabo laconferencia titulada La búsqueda de hidro-carburos costa afuera de las Islas Malvi-nas a cargo del Ing. Alejandro Luppi, asesortécnico de la petrolera Chevron ArgentinaSRL. Y Académico de Número de la Acade-mia del Mar.

La conferencia fue una crónica de las acti-vidades desarrolladas en las islas Malvinas enpos del descubrimiento de recursos hidrocar-buríferos susceptibles de ser explotados. Esacrónica acaba en estos días, en que los isle-ños aguardan la llegada de la sonda semisu-mergible Eirik Raude para iniciar la cuartacampaña de perforación en aguas bajo juris-dicción malvinense. La disertación compren-dió los antecedentes históricos, el marco nor-mativo, las concesiones, las campañas deprospección sísmica y perforación, los desa-rrollos previstos, las objeciones argentinas yalgunas observaciones sobre consecuenciaseconómicas, logísticas y ambientales de laeventual producción de petróleo offshore en

torno a las Islas Malvinas.

Gustavo Bianchi, Presidente de Y-Technos visitó el martes 21 de abril, Bajo el títu-lo Logros y Desafíos el Dr. Bianchi enuncióque la Misión de Y-Tech es brindar solucio-nes tecnológicas y especialistas formadospara el desarrollo de la industria energéticay la Visión ser la empresa de tecnologíalíder en el campo de la energía de la región.

Mostró la conformación de la Organiza-ción abocándose posteriormente a losLogros en Recursos Humanos, Patentessolicitadas y en proceso, Convenios Marcoy Convenios Técnicos Específicos. Dentrode los logros mostró la Nueva Sede y Equi-pamientos que dieron lugar a diferentesPlantas Piloto y Laboratorio y detalló lasdiferentes líneas de trabajo en: PROY. I+DNO CONVENCIONALES, PROY. I+D EORQUÍMICO (Campos Maduros), PROY. I+DENERGÍAS RENOVABLES (Estudios Pros-pectivos y Tecnología).

Las próximas Conferencias progra-madas por la SPE sección de Argentinase llevarán a cabo el Martes 21 julio la deRaúl Hisas de CONAE y el Jueves 18 junionos visitará un Distinguished Lectures den-tro del programa SPEI, el Sr. Gahan.


Conferencia david Anderson. Conferencia Alejandro luppi.

Conferencia rubén Caligari.


lineamientos para fracturas hidráulicas los Molles tight gass. PiCHon (sCHluMBerger sPe), g. WeBer, F. Herrero, s. MAriA, l. MAsCHio (PlusPetrol), g. CAVAzzoli

(sCHluMBerger sPe). trAduCCiÓn de MArCelo ruiz de olAno

introducciónBajo la tendencia actual de la energía

mundial, los reservorios tight y extra-tightse han convertido en objetivos atractivos.Estas formaciones con tan baja transmisi-bilidad requieren tratamientos con fractu-ras hidráulicas para su terminación,usualmente multietapas, para asegurartasas de producción rentables. En estetipo de formaciones, el número y el tama-ño de los tratamientos de las fracturashidráulicas se han convertido en los pará-metros clave para la terminación.

La formación Los Molles es una for-mación de arenas entre tight y extra tighty cientos de pies de espesor en la cuen-ca neuquina. A pesar de su vasta exten-sión, su potencial de producción todavíadebe evaluarse y entenderse. Se inicióuna campaña evaluación de varios pozosverticales para ponderar mejor el poten-cial de los Molles.

El objetivo de este trabajo es usar lainformación disponible para guiar losdiseños de terminación en términos denúmero y volumen de los tratamientos defracturas hidráulicas a desarrollar.

Metodología y análisisLa metodología propuesta usa los

datos de producción (tasas de produc-ción y presión en boca de pozo) así comotambién información de la terminación.Dado el limitado número de pozos duran-te la etapa de evaluación, la integración yel procesamiento apuntan a evaluar laproducción por etapa de fractura paraincrementar los puntos de toma de datosy apoyar las tendencias estadísticas. Elanálisis se realizó en 3 pozos, totalizando15 etapas de fractura.

Índice de cálculo de producciónen pozos y por etapa

Con el objetivo de comparar directa-mente entre pozos, se consideró el índicede producción (tasa aplicada por cadadrawdown). Para evaluar la caída de pre-sión del reservorio compatible con el nivelde producción, el siguiente proceso itera-

tivo se propuso para los cálculos del tran-siente de drawdown:

1) Asumir un drawdown constante através de la historia de producción.

2) Definir el radio de drenaje basadoen un balance de materia y propiedadespetrofísicas del reservorio.

3) Explícitamente calcular la presión deltransiente de reservorio usando el radio dedrenaje definido en el paso anterior.

4)Comparar el transiente con drawdownoriginalmente asumido hasta llegar a unasolución (procediendo con otro métodode iteración).

Una vez que se evaluó a nivel pozo, serealiza la evaluación por etapa usando perfi-les de producción en cada pozo. Finalmen-te, de 3 pozos se derivan un total de 15 tran-sientes de producción independientes.

Modelo de índice de la produccióndependiendo de la terminación

Dado que la formación de Los Molleses un ambiente de micro a nanodarcys, laterminación debe realizarse con fracturashidráulicas para obtener producción.Independientemente del espesor signifi-cativo, surgen las siguientes considera-ciones en términos de la estrategia de ter-minación general para optimizar laproducción y en última instancia, la renta-bilidad del proyecto.

• Número de etapas de fractura

• Volumen de cada etapa de fractura

Tomando en cuenta la cantidad totalde agente de sostén por etapa como indi-cador del volumen del tratamiento porfractura hidráulica, se compara el índicede producción por etapa con la cantidadtotal de agente de sostén por etapa deltratamiento por fractura hidráulica.

PI p

er S

tag

e

Proppant per Stage (Ibs)

Group #1

Group #2

Group #3

0 200,000 300,000 400,000 500,000

Well A

Well B

Well C

100,000

Figura 1: Índice de Producción Vs. Volumen de Agente de sostén, definición delos grupos.



multi-etapa basado en producción en

Gas

Rat

e /

Gas

Rat

e m

ax

Gas

Cum

/ G

as C

um a

t 40

0 d

ays

Time (days)

Proppant per Stage (Ibs)Scenario #1Scenario #2Scenario #3

Group #1Stg #1

400,000300,000200,000

Group #2Stg #2

300,000200,000200,000

Group #2Stg #3

-200,000100,000

Group #3Stg #4

--

100,000

Group #3Stg #5

--

100,000

Total

700,000700,000700,000

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.00 100 200

Scenario #1Scenario #2Scenario #3

300 400

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0

Scenario #1

Scenario #2

Scenario #3

Figura 2: escenarios propuestos y producción calculada.

En la figura 1 se pueden observar trestendencias diferentes y distintivas:

• Grupo #1: El mayor Índice de pro-ducción para cualquier volumen de agentede sostén, ubicado en Los Molles inferior.

• Grupo #2: Índice intermedio de pro-ducción a través de todo el rango deagente sostén, ubicado en Los Mollesintermedio.

• Grupo #3: Limitado a la inexistenciade producción, incluso en los volúmenesmás altos de agente de sostén, ubicadoen Los Molles intermedio a superior.

En esta etapa, se deberían tener losdatos geológicos de entrada para refinaraún más el análisis. El análisis preliminarmostrado en el Grupo #1 está ubicado enla sección baja de Los Molles, mientrasque el Grupo #3 se encuentra principal-mente en la sección alta de la formación.

Una vez establecidos los tres diferen-tes grupos, se definen curvas tipo paraevaluar el índice de producción de tran-siente en función del volumen del agentede sostén para cada grupo.

escenarios de terminaciónDada la cantidad de información dis-

ponible de la etapa de evaluación, setomaron las siguientes consideraciones:

• Pozo vertical

• Drawdown constante de 2.000 psi

• Total de agente de sostén por pozo700.000 lb

Con el propósito de crear un linea-miento para las terminaciones, se consi-deraron los 3 escenarios resumidos en lafigura 2:

• Escenario #1: Los Molles inferior(Grupo #1) como principal objetivo, menor

cantidad de etapas de fractura, mayoresvolúmenes tratamiento de fractura.

• Escenario #2: Caso intermedio conobjetivos en Los Molles inferior e intermedio.

• Escenario #3: Estrategia enfocán-dose en cubrir todo el espesor de inferior,intermedio y superior Los Molles, mayorcantidad de etapas de fractura, menorvolumen de tratamiento de fractura.

La producción de los pozos se com-paró para los tres escenarios en la figura2 y muestra que el escenario #1 superasignificativamente los otros dos. Bajotodas las consideraciones tomadas en elproceso, sería beneficioso enfocar la esti-mulación en Los Molles inferior (descriptacomo Grupo #1), limitando el número deetapas pero incrementando el volumende los tratamientos de fractura.

Conclusiones• Integrando los datos de producción

y terminación disponibles a través de lanormalización del índice de producciónse puede obtener un modelo del númeroy el volumen por etapas de fractura.

• Los Molles posee diferentes res-puestas a los tratamientos de fracturahidráulica. La mayor respuesta (mayoríndice de producción por volumen deagente de sostén ubicado en la forma-ción) se encuentra en la sección baja dela formación.

• Evaluar los diferentes escenarios determinación enfocando la estimulación enLos Molles inferior y reducir el número deetapas de fractura pero aumentar el volu-men, parece ser el mejor enfoque.

• El presente trabajo es una fuente deinformación adicional y apunta a podercombinar diferentes flujos de trabajos degeología para reducir la incertidumbre y ace-lerar el desarrollo en la etapa de evaluación.

reconocimientosLos autores quieren reconocer a la SPE

Argentina por la posibilidad de esta publi-cación junto a Pluspetrol y Schlumbergerpor su apoyo en este proyecto.



28 Contacto SPE Septiembre 2012Contacto SPE Mayo 2015

Society of Petroleum EngineersArgentine PetroleuM seCtionMaipú 645 4°A. (1006) Buenos AiresTel: 4322-1079 / 4322-3692E-mail: [email protected] • Homepage: www.spe.org.ar


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