caracteristicas de fronteras peru - bolivia
Páginas: 7 (1612 palabras)
Publicado: 12 de junio de 2014
.1 Características Generales
Los Contratos de Concesión para la Exploración, Desarrollo y Producción de petróleo y gas natural, se celebran entre la ANP y el operador del campo hidrocarburífero, denominado Concesionario. En lo que sigue de esta sección se detallan las principales características de estos contratos.
Costos y Riesgos
El Concesionario asume, con carácter exclusivo, la totalidadde los costos y riesgos de la operación. En caso de que no se realizara un descubrimiento comercial o la producción no fuera suficiente para cubrir los OPEX y CAPEX, el Concesionario no tiene derecho a ningún pago, retribución o indemnización por los costos incurridos.
Durante la fase exploratoria, el Concesionario deberá ejecutar, en una primera etapa, un Programa Exploratorio Mínimo y, para lasegunda etapa, un Plan de Trabajo e Inversiones mínimo, detallado en los anexos de cada contrato. Por supuesto, si el Concesionario así lo prefiere, puede realizar labores de exploración adicionales. Por otra parte, para el desarrollo del Programa Exploratorio Mínimo, el Concesionario debe otorgar a la ANP una garantía financiera
Propiedad
Vigencia y Duración
La duración de los contratos sedivide en dos: 1) Fase de Exploración y; 2) Fase de Producción. En líneas generales la duración de estos contratos es de 27 años a partir de la declaratoria de comercialidad del campo. Dicha declaratoria puede ser postergada siempre y cuando el Concesionario demuestre que: 1) debe crear nuevos mercados; 2) construir líneas de transporte y; 3) características químicas del petróleo y gas natural queobligan a mayor trabajo de exploración para hacerlas económicamente viables.
Durante la etapa de producción, el Concesionario entrega a la ANP el Plan de Desarrollo del Campo y el Programa Anual de Producción. De tal forma que esta actividad se realice cumpliendo con criterios técnicos mínimos de preservación del campo hidrocarburífero y aplicando las Mejores Prácticas de la Industria delPetróleo.
La noticia de hace un par de semanas (2011-04-20), proveniente de Brasil, anunciando la primera partida de petróleo de los enormes yacimientos de gran profundidad "Pré-Sal", en la costa Atlántica frente a los estados de Rio de Janeiro y Espírito Santo, me ha empujado a hacer un poco de investigación sobre estos campos y su regimen de explotación, lo que puede ser de interés para el sector dehidrocarburos de nuestro país.
El petróleo exportado es originario del campo Tupi (rebautizado como campo Lula en diciembre de 2010, en honor al ex-presidente brasileño), el cual está situado a 250 km al sur de la ciudad de Rio de Janeiro, en la cuenca petrolífera de Santos. Este campo es operado por Petrobras, la cual es dueña del 65%, con participaciones de 35% del Grupo British Petroleum (BP)y de 10% de la portuguesa Petrogal/Galp (el embarque de petróleo es parte del millón de barriles negociados con la estatal chilena Empresa Nacional de Petróleo - ENAP).
El primer descubrimiento de petróleo Pré-Sal se presentó en el bloque de Parati, en el 2005. Se trató de un primer pozo petrolero con importantes resultados, sin embargo, fue el 1-RJS-628A de Tupi, cuya perforación del pozopionero comenzó en septiembre de 2005, el que constituyó la oportunidad para probar el nuevo modelo geológico que mostraba la posibilidad de encontrar petróleo a un nivel más profundo, en la zona Pré-Sal. En mayo de 2007 se logró perforar el pozo de extensión 3-RJS-646. Cuando se descubrió petróleo, se confirmó el enorme potencial del yacimiento, evaluado después entre 4 mil y 8 mil millones debarriles de petróleo ligero, equivalente a uno o dos tercios de todas las reservas brasileñas.
Areas de las Cuencas Pré-Sal
Profundidades de las Areas de las Cuencas Pós-Sal y Pré-Sal
A inicios de 2011, Petrobras, en la condición de operadora del Bloque BMS-11, localizado en la Cuenca de Santos comunicó a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), la Declaración...
Los Contratos de Concesión para la Exploración, Desarrollo y Producción de petróleo y gas natural, se celebran entre la ANP y el operador del campo hidrocarburífero, denominado Concesionario. En lo que sigue de esta sección se detallan las principales características de estos contratos.
Costos y Riesgos
El Concesionario asume, con carácter exclusivo, la totalidadde los costos y riesgos de la operación. En caso de que no se realizara un descubrimiento comercial o la producción no fuera suficiente para cubrir los OPEX y CAPEX, el Concesionario no tiene derecho a ningún pago, retribución o indemnización por los costos incurridos.
Durante la fase exploratoria, el Concesionario deberá ejecutar, en una primera etapa, un Programa Exploratorio Mínimo y, para lasegunda etapa, un Plan de Trabajo e Inversiones mínimo, detallado en los anexos de cada contrato. Por supuesto, si el Concesionario así lo prefiere, puede realizar labores de exploración adicionales. Por otra parte, para el desarrollo del Programa Exploratorio Mínimo, el Concesionario debe otorgar a la ANP una garantía financiera
Propiedad
Vigencia y Duración
La duración de los contratos sedivide en dos: 1) Fase de Exploración y; 2) Fase de Producción. En líneas generales la duración de estos contratos es de 27 años a partir de la declaratoria de comercialidad del campo. Dicha declaratoria puede ser postergada siempre y cuando el Concesionario demuestre que: 1) debe crear nuevos mercados; 2) construir líneas de transporte y; 3) características químicas del petróleo y gas natural queobligan a mayor trabajo de exploración para hacerlas económicamente viables.
Durante la etapa de producción, el Concesionario entrega a la ANP el Plan de Desarrollo del Campo y el Programa Anual de Producción. De tal forma que esta actividad se realice cumpliendo con criterios técnicos mínimos de preservación del campo hidrocarburífero y aplicando las Mejores Prácticas de la Industria delPetróleo.
La noticia de hace un par de semanas (2011-04-20), proveniente de Brasil, anunciando la primera partida de petróleo de los enormes yacimientos de gran profundidad "Pré-Sal", en la costa Atlántica frente a los estados de Rio de Janeiro y Espírito Santo, me ha empujado a hacer un poco de investigación sobre estos campos y su regimen de explotación, lo que puede ser de interés para el sector dehidrocarburos de nuestro país.
El petróleo exportado es originario del campo Tupi (rebautizado como campo Lula en diciembre de 2010, en honor al ex-presidente brasileño), el cual está situado a 250 km al sur de la ciudad de Rio de Janeiro, en la cuenca petrolífera de Santos. Este campo es operado por Petrobras, la cual es dueña del 65%, con participaciones de 35% del Grupo British Petroleum (BP)y de 10% de la portuguesa Petrogal/Galp (el embarque de petróleo es parte del millón de barriles negociados con la estatal chilena Empresa Nacional de Petróleo - ENAP).
El primer descubrimiento de petróleo Pré-Sal se presentó en el bloque de Parati, en el 2005. Se trató de un primer pozo petrolero con importantes resultados, sin embargo, fue el 1-RJS-628A de Tupi, cuya perforación del pozopionero comenzó en septiembre de 2005, el que constituyó la oportunidad para probar el nuevo modelo geológico que mostraba la posibilidad de encontrar petróleo a un nivel más profundo, en la zona Pré-Sal. En mayo de 2007 se logró perforar el pozo de extensión 3-RJS-646. Cuando se descubrió petróleo, se confirmó el enorme potencial del yacimiento, evaluado después entre 4 mil y 8 mil millones debarriles de petróleo ligero, equivalente a uno o dos tercios de todas las reservas brasileñas.
Areas de las Cuencas Pré-Sal
Profundidades de las Areas de las Cuencas Pós-Sal y Pré-Sal
A inicios de 2011, Petrobras, en la condición de operadora del Bloque BMS-11, localizado en la Cuenca de Santos comunicó a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), la Declaración...
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