Comuníquese, publíquese, etc - LACALLE HERRERA.- GUSTAVO CERSOSIMO.-
HECTOR GROS ESPIELL.
ADMINISTRACION NACIONAL DE COMBUSTIBLES ALCOHOL Y
PORTLAND
MONTEVIDEO
REPUBLICA ORIENTAL DEL URUGUAY
BASES DEL LLAMADO A CONCURSO DE OFERTAS PARA LA ADJUDICACION DE
CONTRATOS DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS EN AREAS COSTA
AFUERA (OFFSHORE) DE LA REPUBLICA ORIENTAL
SEGUNDA ETAPA
PRESENTACION DE OFERTAS
RECEPCION DE OFERTAS
DIA HORA
LOCAL EDIFICIO ANCAP
PAYSANDU Y AVDA. LIBERTADOR BRIG. GRAL. LAVALLEJA S/N PISO 9º
SALA DE REUNIONES
MONTEVIDEO - URUGUAY
BASES DEL LLAMADO A CONCURSO DE OFERTAS PARA LA ADJUDICACION DE CONTRATOS
DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS EN AREAS COSTA AFUERA
(OFFSHORE) DE LA REPUBLICA ORIENTAL DEL URUGUAY
I) CONDICIONES GENERALES
1. PRESENTACION DE OFERTAS
1.1 Recepción y Apertura
Día: ...........
Hora: .......... (hora local) ...
Lugar: Salón de Actos del 9º Piso del Edificio A.N.C.A.P., ubicado en
Paysandú y Avda. Libertador Brig. Gral. Lavalleja, labrándose por
Escribano un Acta con la nómina de las empresas que hayan presentado
ofertas.
2. OBJETO
El objeto del presente llamado es la contratación de la exploración y
eventual explotación de hidrocarburos en cada una de las Areas Costa
Afuera que se concursan, de conformidad con las condiciones estipuladas
en las presentes Bases y en los Anexos que la integran.
3. PROCEDIMIENTO DEL CONCURSO
3.1 El Concurso de Ofertas comprenderá las siguientes etapas:
a) Primera etapa: Precalificación de empresas interesadas.
Que correspondió a la presentación de antecedentes técnicos,
económicos y financieros;
b) Segunda etapa: Presentación de ofertas.
En esta etapa sólo podrán intervenir aquellas empresas precalificadas por A.N.C.A.P. entre las que participaron en la primera etapa;
c) Tercera etapa: Negociación y Adjudicación de los Contratos.
Comprende la comparación de ofertas y negociación entre A.N.C.A.P. y las empresas, a efectos de seleccionar al adjudicatario de cada área.
3.2 A.N.C.A.P. se reserva el derecho de rechazar las ofertas presentadas o declarar desierto el concurso, al término de cualquiera de sus etapas.
3.3 A.N.C.A.P. otorgará los contratos de exploración y explotación
correspondientes, previa aprobación de los mismos por el Poder Ejecutivo.
4. SEGUNDA ETAPA - DE LAS OFERTAS
4.1 Las empresas seleccionadas estarán en condiciones de presentar ofertas por una o por cada una de las Areas ofrecidas que se definen en
el Anexo 1. Las ofertas deberán hacerse por Area.
5. DE LA APERTURA
5.1 Las Ofertas serán abiertas en presencia de los interesados que
concurran al acto de apertura.
5.2 Las Ofertas se recibirán hasta la hora .... (hora local) en Asesoría Legal de A.N.C.A.P. (6º piso del Edificio ANCAP) en la dirección citada anteriormente, y posteriormente, hasta la hora señalada en el numeral 1 para la apertura, en el Salón de Actos del 9º Piso.
6. DISPOSICIONES GENERALES
6.1 Forma de presentación.
Las ofertas deberán presentarse por escrito, dactilografiadas, redactadas en español, las que deberán estar foliadas, y firmadas en todas sus fojas por quien o quienes acrediten estar debidamente autorizados, los que deberán dejar salvadas con sus rúbricas las raspaduras o enmiendas que contuvieran. Podrán agregarse folletos o impresos en idioma original. Las ofertas deberán presentarse en cuadruplicado bajo sobre cerrado. Con respecto a las tres copias que acompañan al ejemplar original de la oferta, se admitirá que las mismas
no lleven firmas ológrafas.
6.2 Consultas aclaratorias.
Las consultas y aclaraciones que deseen efectuar los oferentes sobre las Bases del Concurso, deberán presentarse por escrito a la Gerencia General de A.N.C.A.P. sita en su Edificio Central (Paysandú y Avda. Libertador Big. Gral. Lavalleja - 5º Piso) y podrán efectuarse hasta treinta (30) días antes de la fecha fijada para el acto de apertura. Los textos de las consultas y sus respuestas se harán conocer a todos lo adquirentes de las Bases del Concurso. A.N.C.A.P. podrá realizar a los proponentes las consultas y/o aclaraciones que estime necesarias o pertinentes para el mejor estudio de las ofertas.
6.3 Constitución de sociedad.
El Adjudicatario podrá actuar a través de una sociedad debidamente
constituida en el extranjero con sede principal en el País o cuyo objeto
principal esté destinado a cumplirse en el País o mediante una sociedad
constituida en la República Oriental del Uruguay previo cumplimiento de
los requisitos legales habilitantes.
6.4 Domicilio.
En el acto de adquisición de las Bases del Concurso, los interesados
fijarán su domicilio en la Ciudad de Montevideo, lugar al que se harán
las comunicaciones pertinentes. Durante la vigencia del Contrato el
adjudicatario deberá mantener su domicilio legal en la Ciudad de
Montevideo de la República Oriental del Uruguay.
6.5 Cómputo de plazos.
A todos los efectos, los plazos se computarán por días calendario.
6.6 Notificaciones.
Las notificaciones se harán por carta certificada, telegrama colacionado, télex, fax u otro medio auténtico.
7. DE LA PRESENTACION DE OFERTAS
7.1 En el acto de presentar sus propuestas los oferentes seleccionados
deberán cumplir con los siguientes requisitos:
a) Presentar fotocopia del recibo que acredite que han adquirido en
A.N.C.A.P. la información técnica sobre las áreas, cuyo precio es de U$S
20.000 (veinte mil dólares estadounidenses), y cuyo detalle se establece
en el Anexo 2;
b) Acreditar que han otorgado Garantía de Mantenimiento de Oferta a favor de A.N.C.A.P., de acuerdo a los términos que se establecen en el Anexo 3.
7.2 Son documentos de la oferta:
a) Datos del Oferente y su Representante. (Anexo 4);
b) Carta Oferta. (Anexo 5);
c) Programa Exploratorio Mínimo del Subperíodo Exploratorio Básico
estableciendo cronograma de los trabajos propuestos, reseña de equipos a
emplear e inversión prevista. (Anexo 6);
d) Planilla de Porcentajes de Participación del Contratista -
Hidrocarburos líquidos. (Anexo 7).
7.3 La adquisición de la información Técnica establecida en 7.1 a) y
la Garantía de Mantenimiento de Oferta que se especifica en 7.1;
b) facultan al participante para todas las opciones previstas en 4.1.
7.4 Las ofertas deberán tener un plazo de validez mínima de 180 días.
El Oferente que retire su propuesta antes del vencimiento del plazo de
validez sin que haya mediado resolución de A.N.C.A.P. al respecto, o que
se niegue a su cumplimiento luego de recaída la resolución de
adjudicación, perderá la Garantía de Mantenimiento de Oferta siendo
pasible de los daños y perjuicios si correspondieren.
8. GARANTIA DE MANTENIMIENTO DE OFERTA
Se fija el monto de Garantía de Mantenimiento de Oferta en U$S 100.000
(cien mil dólares estadounidenses), que se otorgará a la orden de
A.N.C.A.P. de acuerdo a los términos y en cualquiera de las formas
establecidas en el Anexo 3.
9. EVALUACION DE LAS OFERTAS
Para seleccionar las ofertas que pasarán a la Etapa de Negociación se
tomará principalmente en cuenta:
La evaluación económica que se realice del análisis de los porcentajes de participación requeridos por el Contratista, según se establece en el
Anexo 7.
El Programa Exploratorio Mínimo del Subperíodo Exploratorio Básico,
comprometido según el Anexo 6.
10. TERCERA ETAPA - DE LA NEGOCIACION
10.1 Analizadas las ofertas, A.N.C.A.P. determinará la/s que más convengan a sus intereses y negociará con ellas, en las fechas que se fijarán, los términos y condiciones finales de contratación. A las demás empresas participantes, se les notificará de la resolución adoptada.
10.2 Si la/s empresa/s convocadas para la negociación no se presentará
dentro de los veinte (20) días de la citación y/o no se expidiera acerca
de los términos en negociación que así lo requieran, dentro de lo plazos
que se le otorguen, podrá dejar de ser considerada la propuesta y el
Oferente perder su Garantía de Mantenimiento de Oferta.
11. DE LA ADJUDICACION
11.1 A.N.C.A.P. podrá:
a) Rechazar todas las ofertas;
b) Adjudicar cualquiera sea el número de oferentes;
c) Adjudicar las áreas en forma separada a distintos oferentes;
d) Adjudicar las áreas en forma conjunta a un solo oferente;
e) Adjudicar únicamente alguna/s de las áreas a un mismo o diferentes
oferentes.
11.2 Notificación.
Efectuada la adjudicación de las áreas, se comunicará la resolución a
todos los participantes de la Tercera Etapa. El o los adjudicatarios
serán notificados oficialmente y deberán concurrir a A.N.C.A.P. para
tomar conocimiento dentro de los veinte (20) días de la citación.
Si transcurrido ese plazo no se hubieran presentado, perderán la Garantía de Mantenimiento de Oferta y A.N.C.A.P. podrá efectuar una nueva
adjudicación.
12. DEL CONTRATO
12.1 Documento del Contrato:
a) Documentación presentada por el Contratista a la Primera Etapa del
Concurso de Ofertas;
b) Bases del Concurso y sus Anexos;
c) La Oferta presentada por el Contratista y las modificaciones
introducidas en las negociaciones entre las Partes.
12.2 Legislación aplicable:
a) Ley 13.833, del 29 de diciembre de 1969;
b) Decreto ley 14.145, del 25 de enero de 1974;
c) Decreto ley 14.163, del 7 de marzo de 1974;
d) Decreto ley 14.181, del 29 de marzo de 1974 - Ley de Hidrocarburos
y sus decretos reglamentarios;
e) Decreto ley 14.885, del 25 de abril de 1980. (MARPOL 73/78);
f) Decreto 436/980, del 19 de agosto de 1980;
g) Decreto ley 15.242, del 8 de enero de 1982 - Código de Minería y su
decreto reglamentario 110/982, del 26 de marzo de 1982;
h) Ley 15.955, del 8 de junio de 1988;
i) Ley de de 1991 - Régimen Tributario de la Exploración y Explotación de Hidrocarburos.
13. DEVOLUCION DE LAS GARANTIAS
13.1 Las Garantías de Mantenimiento de Ofertas serán devueltas una vez
adjudicados los contratos o cumplidos los plazos de validez de la oferta.
II) BASES DEL CONTRATO
1. OBJETO
1.1 A.N.C.A.P. encomienda al Contratista realice, en su nombre, los
trabajos correspondientes a la Exploración y eventual Explotación de
Hidrocarburos en el .............. de la Plataforma Continental de la
República Oriental del Uruguay.
1.2 El Contratista asumirá todos los riesgos, costos y responsabilidades, inherentes a la Exploración de Hidrocarburo debiendo aportar a su exclusivo cargo la tecnología, personal, capitales, equipos, maquinarias y demás inversiones que fuesen necesarias para la Exploración del Area Materia del Contrato, como también para el posterior desarrollo
y producción de los Yacimientos que eventualmente se descubran y que fuesen declarados comercialmente explotables.
1.3 El Contratista no adquirirá derecho minero alguno sobre los
Yacimientos que se descubran en el Area Materia del Contrato, ni sobre
los Hidrocarburos que se extraigan.
1.4 A.N.C.A.P. no garantiza la existencia, calidad o cantidad de los
eventuales hidrocarburos existentes en el Area y, en consecuencia no se
obliga a indemnización alguna por estos conceptos.
2. TIPO Y DURACION DEL CONTRATO
2.1 El Contrato a suscribirse, es del tipo que pone en riesgo a cargo del Contratista en la modalidad en que retribuye al Contratista con parte de la producción, efectuándose el reparto de la misma conforme a porcentajes acordado en el Contrato (Production Sharing Agreements).
2.2 El plazo total máximo de duración del o de los Contratos resultantes del presente llamado a Concurso de Ofertas, comprendidos
todos los Períodos de Exploración y Explotación, será de treinta (30)
años improrrogable computables a partir de la fecha de suscripción del
respectivo Contrato.
3. DEFINICIONES
Los términos siguientes tendrán, dentro del contexto del Contrato, el
significado que aquí se define.
3.1 Contrato: Es aquel convenio a suscribirse entre A.N.C.A.P. y el
oferente al que se le adjudique algunas de las Areas Concursadas, por el
cual, bajo las condiciones pactadas, el Contratista ejecuta en nombre de
A.N.C.A.P. las operaciones correspondientes a las Fases de Exploración y
Explotación de Hidrocarburos, en el que se retribuye al Contratista con
parte de la producción conforme a los porcentajes acordados.
3.2 Area o Areas: Cada una o el conjunto de aquellas, cuya superficie
y ubicación se determinan en el Anexo 1.
3.3: Lote: Subdivisión de las áreas delineadas en el nexo 1 y limitada por coordenadas geográficas de 10 en 10 minutos, tanto en el sentido de
latitud como de longitud.
3.4 Lote o Lotes en Evaluación: Son superficies delimitada por el
Contratista, integradas por Lotes completos, con el fin de determinar si
el/los descubrimiento/s es/son o no comercialmente explotables.
3.5 Lote o Lotes en Explotación: Son superficies delimitadas por el
Contratista, integrada por lotes completos y aprobadas por A.N.C.A.P.,
que comprenden yacimientos declarados comercialmente explotables, los que
deberán coincidir lo más aproximadamente posible, con los entrampamientos
productivos.
3.6 Operaciones petroleras: Es la ejecución de las actividades de
exploración, explotación y operaciones complementarias y auxiliares.
3.7 Exploración: Comprende el planeamiento, ejecución y evaluación de todo tipo de estudios geológicos y geofísicos, los diversos tipos de
perforaciones y estudios estratigráficos así como cualesquiera otras
actividades relativas a la búsqueda y descubrimiento de hidrocarburos.
3.8 Explotación: Comprende el Desarrollo, Producción de Hidrocarburos
y Operaciones Complementaria.
3.9 Desarrollo: Comprende las operaciones de perforación, terminación de pozos, instalación de plataformas y equipos de producción, elementos y
sistemas necesarios, así como también la ejecución de cualquier otra
actividad requerida para la puesta en producción de hidrocarburos
descubiertos.
3.10 Producción: Es el conjunto de operaciones adecuadas para extraer los hidrocarburos de acuerdo con las "Reglas del Arte", incluyendo entre
otros, el ciclamiento y reciclamiento, recomprensión, mantenimiento de la
presión mediante la inyección de gas o agua, desplazamiento con agua, así
como cualquier otra actividad encuadrada en la recuperación primaria,
secundaria y terciaria.
3.11 Operaciones complementarias: Comprende las medidas y medios
necesarios para conservar, tratar, medir, manipular y entregar los
hidrocarburos producidos al Punto de Fiscalización. Dichas operaciones
incluirán también la deshidratación y desalinización del petróleo
necesario para hacer los productos comerciables.
3.12 Operaciones auxiliares: Comprenden el diseño construcción, operación y mantenimiento de todas las instalaciones requeridas para el transporte y almacenaje de los hidrocarburos producidos y acumulados en
el Area Materia del Contrato.
3.13 Descubrimiento comercial: Es el descubrimiento que el Contratista decida desarrollar y explotar.
3.14 Pozo o Pozos de Exploración: Es todo pozo que se efectúe en una
posible trampa separada en la que no se hubiere perforado previamente un
pozo considerado económicamente productivo para las Partes, así como
cualquier otro pozo que las Partes consideren como tal.
3.15 Pozos de Evaluación: Todo pozo que se efectúe en un Lote en
Evaluación con el propósito de determinar la extensión del Yacimiento y
las Reservas Recuperables.
3.16 Punto de Fiscalización: Es el lugar convenido entre las partes, donde A.N.C.A.P. retribuirá al Contratista en especie por los servicios
prestados.
3.17 Hidrocarburos: Denominación genérica que comprende al Petróleo; Gas Natural y Gas Licuado en cualquiera de las condiciones y relaciones
en que se hallen vinculados.
3.18 Petróleo: Mezcla de hidrocarburos líquidos en su estado natural u
obtenidos por condensación o extracción del Gas Natural y que permanezca
líquido bajo condiciones normales de presión y temperatura (760 mm de Hg
y 15º C).
3.19 Gas Natural: Mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso a condiciones normales de presión y temperatura (760 mm de Hg y 15º C), que son recuperados en la superficie mediante el proceso de separación u
otros procesos primarios de campo y que pueden provenir de gas en
solución o de gas libre de la cúpula de un reservorio de petróleo, o de gas de un reservorio que no contiene o contiene muy poco petróleo.
3.20 Gas Asociado: En el gas vinculado a Yacimiento petrolífero ya sea que se encuentre, en las condiciones de presión y temperatura del reservorio, en forma de gas disuelto en el petróleo o libre formando un "casquete" gasífero en contacto con aquél.
3.21 Líquidos de gas natural (Condensado): Cualquiera de los hidrocarburos livianos que puedan ser separados de gas natural por medios tales como, compensación enfriamiento o absorción y que permanecen en estado líquido cuando son almacenados en recipientes atmosféricos o de presión moderadamente baja.
3.22 Yacimiento o Campo de Producción: Uno o varios reservorios de
hidrocarburos agrupados o relacionados en o entre sí dentro del cierre
interpretado de una estructura geológica o trampa estratigráfica.
Comprenderá también cualquier reservorio de hidrocarburo situado próximo a dicha estructura o trampa, que se pueda desarrollar con pozos atendidos
desde una misma plataforma y que pueda utilizar los mismos equipos o
instalaciones de producción.
3.23 Período de Exploración: Es el que corresponde a la etapa inicial de la búsqueda de hidrocarburos y termina entre otras causas, con el
vencimiento de su plazo (7 años como máximo). Con sujeción a las
estipulaciones del Contrato, el período de exploración comprende tres
Subperíodos:
a) Subperíodo Básico: Tendrá una duración de tres (3) años, e implica para el Contratista el compromiso de cumplir el "Programa Exploratorio Mínimo" que se acordará;
b) Subperíodo Complementario: Su duración es de dos (2) años y tiene
carácter optativo para el Contratista, pero su concesión implica el
compromiso de realizar por lo menos dos (2) pozos exploratorios en el
Subperíodo;
c) Subperíodo de Prórroga: Su duración es de dos (2) años y también tiene carácter optativo para el Contratista pero para poder optar a este
Subperíodo, el Contratista deberá restituir por lo menos el 50 % del Area
Materia de Contrato y comprometer la realización de dos (2) nuevos pozos
para este Subperíodo.
3.24 Período de Explotación: Este período empezará para cada Lote que sea designado en Explotación a partir de la Declaratoria de Comercialidad y de delimitación del mismo. Durante este período se distinguen las Fases de Desarrollo y de Producción. La duración máxima de Período de Explotación será de 25 años, sujeto a la duración máxima del Contrato que será de 30 años.
3.25 "MER" (Maximum Efficient Rate): Es la tasa de producción de un campo cuando cada uno de los reservorios comerciales de hidrocarburos
comprendido en dicho campo es explotado empleando las buenas prácticas
operativas y de conservación utilizadas en la industria del petróleo.
Para su fijación se tomará en cuenta las características de las rocas
almacenadoras de período y de los fluídos en ellos contenidos; la energía
natural del mismo reservorio y del acuífero adyacente, si lo hubiera;
los efectos de la inyección de fluídos apropiados y el espaciamiento de
los pozos. Este concepto se aplicará tanto en agotamiento primario como
en recuperación secundaria.
3.26 Mantenimiento de presión: En casos de reservorios cerrados cuyo
mecanismo de producción dependa fundamentalmente de la presencia de gas
natural, se encuentre éste disuelto en el mismo petróleo o separado en
forma de cúpula de gas ("Gas cap"), se entiende como buenas prácticas
operativas y de conservación utilizados en la industria del petróleo, el
"Mantenimiento de Presión" de dicho yacimiento a niveles adecuados
mediante la inyección de gas y/o agua.
3.27 Recuperación secundaria: Entiéndese por recuperación secundaria las operaciones que se realicen para aumentar la recuperación de
hidrocarburos. No se considera como recuperación secundaria el
"Mantenimiento de Presión" definido en el numeral 3.26. Para determinar
la tasa máxima económica y eficiente para la recuperación secundaria se
tomará en cuenta las características señalados en el numeral 3.25 (MER),
las inversiones y gastos de operaciones realizadas en la explotación bajo
varios programas alternativos y los factores económicos de los mismos, en
tal forma que el Contratista no esté obligado a efectuar ninguna inversión, incluyendo incrementos de la misma, que no le produzcan un
rendimiento razonable, asumiendo que todas las reservas de hidrocarburos
líquidos en la medida que se hayan producido, encontrarán mercado a un
precio comercial razonable.
3.28 Producción Disponible: Es el volumen de hidrocarburos que pudiera ser producido de acuerdo al MER durante un año calendario determinado,
por los pozos a ser perforados e instalaciones a ser construidas de acuerdo con los programas aprobados por el Comité Técnico.
3.29 Producción Real: Es el total de hidrocarburos efectivamente extraídos de cada reservorio menos los volúmenes empleados en las operaciones petroleras o quemados, una vez puestos en condiciones de comercialización.
3.30 Reserva Recuperable: A la cantidad total de hidrocarburos que pudiera ser extraída de un yacimiento durante el plazo del Contrato, asumiendo qu dicho campo sea explotado al MER.
3.31 Comité Técnico: Es el órgano de Administración del Contrato,
integrado por dos (2) representantes principales y dos (2) alternos de
ANCAP y dos (2) representantes principales y dos (2) alternos del
Contratista, con la finalidad de dar cumplimiento a las funciones
establecidas en el Contrato.
3.32 Cuestiones Técnicas: Son todas aquellas cuestiones concernientes
a la actividad petrolera cuyas soluciones dependan sustancialmente de
establecer hechos o circunstancias relativas a un determinado arte o
profesión.
3.33 Proyecto a Solo Riesgo: Es el Proyecto para llevar a cabo operaciones de recuperación secundaria o terciaria que se efectúen a costo, riesgo y beneficio de ANCAP.
4. DERECHOS Y OBLIGACIONES DE LAS PARTES
4.1 Derechos.
4.1.1 La República Oriental del Uruguay es el único e incondicional
propietario de todos los hidrocarburos y sustanciales que los acompañen -
en cualquier estado físico que se encuentren - situados en el territorio
nacional.
4.1.2 El Contratista tendrá el derecho exclusivo de llevar a cabo las
actividades objeto del Contrato dentro del Area de Contrato.
4.1.3 La delimitación del Area de Contrato tiene por objeto únicamente
determinar la superficie donde el Contratista podrá realizar las tareas
exploratorias y eventualmente explotatorios, pero no le otorga derechos
de ninguna naturaleza sobre las reservas de hidrocarburos que se descubran; ni sobre la superficie, fondo y subsuelo marino, o sobre cualquier recurso natural o no, allí existente.
4.1.4 En el caso de que el Contratista descubriera yacimientos
comercialmente explotables en el Area de Contrato, deberá ponerlos en
producción y recibirá como única retribución por las operaciones
contratadas la porción de hidrocarburos que se fije en el contrato.
4.2 Obligaciones del Contratista.
4.2.1 El Contratista se obliga a realizar en forma eficiente,
diligente y experta las tareas para las que ha sido contratado.
4.2.2 Además de las obligaciones que asume en virtud de otras
cláusulas del Contrato, el Contratista deberá:
Constituir en la República Oriental del Uruguay y de acuerdo a sus
leyes una sociedad comercial o una sucursal, la que deberá ser
propietaria de los bienes señalados en el numeral 22.
Realizar las operaciones de acuerdo a las buenas prácticas
operativas y de conservación utilizadas en la industria petrolera,
empleando maquinaria moderna, eficiente y disponible, y aplicando la
tecnología y los métodos apropiados para la realización de los
trabajos a fin de obtener el mayor aprovechamiento de los reservorios.
Conservar en buen estado y adecuadas condiciones de funcionamiento las edificaciones, pozos, instalaciones, maquinarias, equipos y todo otro
bien que sea necesario para las operaciones contratadas.
Mantener a A.N.C.A.P. permanentemente informada de los trabajos y de todo otro asunto de interés referente a las operaciones y, proporcionar todo otro elemento de juicio que se le solicite.
Llevar la contabilidad en sus oficinas en Uruguay de acuerdo a las normas legales, reglamentarias y prácticas del país, y de aplicación en
la industria petrolera, así como todo otro libro o registro acerca de los
trabajos contratados.
Llevar un Registro del total de los hidrocarburos producidos, y de los
conservados, en el Area Materia del Contrato.
Permitir a A.N.C.A.P., así como a toda entidad fiscalizadora, inspeccionar la contabilidad.
Asumir en forma exclusiva y total la responsabilidad por todos y
cualesquiera daños y perjuicios causado por él, su personal y los Sub
Contratistas.
Adoptar medidas preventivas de seguridad respecto del personal, las instalaciones, los equipos y vehículos que utilice, incluyendo los de los Sub Contratistas.
Emplear medios adecuados para minimizar los inconvenientes que su
actividad pudiere irrogar a la navegación y a la pesca.
Adoptar las medidas apropiadas para evitar vertimientos de hidrocarburos o sus derivados o toda otra sustancia que pueda contaminar
o ensuciar las aguas y las playas.
Cumplir todas las normas internas de la República Oriental del
Uruguay, Tratados y Convenios Internacionales sobre protección del medio ambiente, especialmente en lo que hace a la contaminación de los mares.
Realizar todas las tareas necesarias para, en caso de contaminación,
limpiar y descontaminar las aguas y las playas.
Informar a las autoridades competentes con cuarenta y ocho (48) horas de anticipación como mínimo a la iniciación, de las tareas correspondientes a instalaciones, artefactos, instrumentos o señales que se fijen o fondeen dentro del Area Materia del Contrato.
Recabar autorización por escrito de A.N.C.A.P., como de toda otra
autoridad competente para el levantamiento y desmantelamiento de
instalaciones.
Balizar y señalar, de acuerdo con las normas vigentes, todas las
construcciones, instalaciones, artefactos instrumentos o señales que se
fijen o fondeen en el Area Materia del Contrato, o en tierra.
Disponer de los medios necesarios para determinar, con un margen de error máximo de +/- 1/5 de segundo, la latitud y longitud de cualquier punto del Area Materia del Contrato.
Mantener confidencial toda información, documento o secreto industrial que se refiera a A.N.C.A.P. o a sus actividades, no pudiendo facilitar a
Terceros ninguno de esos informes o documentos, salvo con autorización
por escrito de A.N.C.A.P. Quedan exceptuadas de esta obligación la información de carácter tributario y económica que el contratista en virtud de norma legal deba suministrar.
Utilizar, en cuanto fuere posible, personal técnico y no técnico, uruguayo en las operaciones objeto del Contrato.
Entrenar y capacitar al personal de A.N.C.A.P que las partes
convengan.
Utilizar, en lo que sea posible, bienes y materiales producidos en el
Uruguay, y servicios aportados por empresas uruguayas, siempre y cuando
dichos bienes, materiales y servicios, sean comparables y competitivos en
precio y calidad con aquéllos que puedan ser obtenidos en otro país.
Suministrar a A.N.C.A.P. o a todo otro organismo competente, toda
información sobre la existencia de riquezas mineralógicas, hidrológicas y
otros, obtenidos como consecuencia de las operaciones.
Permitir y facilitar el contralor de los órganos estatales competentes y el cumplimiento de sus obligaciones a los inspectores designados para
fiscalización de las operaciones.
Suministrar a A.N.C.A.P. toda la información técnica y económica que
se reúna como consecuencia de la ejecución del Contrato.
Poner en conocimiento de A.N.C.A.P. los nombres y antecedentes de los Sub Contratistas que contrate para la realización de alguna o algunas de las tareas objeto del Contrato.
Asegurar a su personal contra accidentes de trabajo.
Asegurar que los Sub Contratistas cumplan con las mismas obligaciones que asume el Contratista.
Construir con las características técnicas que se convengan, y a solicitud de A.N.C.A.P. cualquiera de los medios de transporte o instalaciones a que se refiere el numeral 9. Estos serán abonados por A.N.C.A.P. en dinero o en especie a que se refiere el Contrato.
Solicitar, gestionar y obtener a su cargo y costo, todos los permisos,
autorizaciones, registros, inspecciones, usos de agua, afectaciones y
servidumbres, relacionados con los trabajos objeto del Contrato, que le
sean requeridos.
Hacerse cargo de todos los gastos y erogaciones de cualquier
naturaleza que puedan resultar directo o indirectamente de las gestiones para obtener los permisos, autorizaciones, etc. a que se refiere el numeral 4.3.
No suspender, total o parcialmente las actividades de Exploración Y/o
Explotación, sin la autorización previa del Comité Técnico, salvo casos
de fuerza mayor.
4.3 Obligaciones de A.N.C.A.P.
4.3.1 Además de las obligaciones que asume en virtud de otras
cláusulas del Contrato, especialmente la de abonar al Contratista la remuneración en caso de Explotación de un yacimiento, A.N.C.A.P. deberá:
Colaborar y asistir al Contratista, para la obtención de todos los
permisos, autorizaciones, registros, inspecciones, usos de agua,
afectaciones y servidumbres, que éste deba solicitar y gestionar en
nombre de A.N.C.A.P.
Otorgar, cuando el Contratista lo solicite, Certificados de Necesidad,
para la tramitación y ejecución de todos los permisos, visas,
autorizaciones de trabajo y otros requisitos similares en favor del
personal extranjero del Contratista y sus Sub Contratistas, afin que puedan ingresar trabajadores y permanecer en el Uruguay todo el tiempo
que el Contratista lo requiera para la ejecución de las operaciones
petroleras contratadas. Esta obligación incluye al cónyuge y a los integrantes del frupo familiar de esos trabajadores extranjeros, cuando deseen acompañarlos y permanecer con ellos en el país.
Otorgar, a solicitud del Contratista, las certificaciones necesarias para tramitar la obtención de frecuencias de radio y licencias o autorizaciones para operar aviones, helicópteros y embarcaciones, así
como para el mantenimiento, de estos medios por el personal extranjero.
Extender, a solicitud del Contratista y siempre que A.N.C.A.P. lo estime conveniente, las certificaciones para presentar ante los
Organismos conmpetentes, para la Admisión Temporaria o Internación Definitiva de las materias primas, productos elaborados y semielaborados, útiles y materiales, máquinas de oficina, maquinarias, equipos, herramientas, vehículos de transporte terrestre, acuático o aéreo,
plantas completas e incompletas, estructuras, artefactos y cualquier otro elemento relativos a las actividades petroleras contratadas.
Efectuar la completa supervisión de todas la labores contratadas.
Permitir la utilización por parte del Contratista, de los medios de
transporte o instalaciones a que se refiere el numeral 9, siempre que no
interfiera con las operaciones de A.N.C.A.P. El Contratista deberá abonar
a A.N.C.A.P. por su uso la tarifa que se establezca de común acuerdo en
base a los índices tarifarios internacionales para situaciones similares.
Autorizar las Sub Contrataciones que pacte el Contratista para la
realización de alguna o algunas de tareas objeto del Contrato, salvo que
fundadamente lo considere inconveniente.
5. EXPLORACION
5.1 Períodos exploratorios y su duración.
El Período exploratorio comprenderá los siguientes Subperíodos:
a) Subperíodo básico: Tendrá una duración de tres (3) años.
b) Subperíodo complementario: Tendrá una duración de dos (2) años y tiene carácter optativo para el Contratista.
c) Subperíodo de prórroga: Tendrá una duración de dos (2) años y también tiene carácter optativo para el Contratista.
Con una antelación no menor a treinta (30) días de la finalización de cada uno de los Subperíodos el Contratista deberá notificar por escrito a
A.N.C.A.P. su decisión de optar o no al Subperíodo siguiente.
5.2 Condiciones y obligaciones de cada Subperíodo del Período
Exploratorio.
a) Subperíodo básico: Los concursantes deberán incluir en su propuesta el "Programa Exploratorio Mínimo" (Anexo 6) que se comprometan a cumplir durante éste Subperíodo. El "Programa Exploratorio Mínimo" podrá incluir
o no la ejecución de perforaciones, no obatante, A.N.C.A.P. dará preferencia, frente a porcentajes de participación similares, a las ofertas que se comprometan la perforación de pozos exploratorios en este Subperíodo.
b) Subperíodo complementario.
El contratista podrá optar, al final del Subperíodo Básico por este
segundo Subperíodo y, su concesión implicará que el Contratista asume el
compromiso de efectuar por lo menos dos (2) pozos exploratorios en el
Area Materia del Contrato en este Subperíodo.
c) Subperíodo de prórroga.
Este Subperíodo es también una opción voluntaria del Contratista en el
caso de no tener descubrimientos comerciales en los dos primeros
Subperíodos. Para poder optar a este Subperíodo el Contratista deberá:
1) Restituir por lo menos el 50 % del Area Materia del Contrato.
2) Comprometer la perforación de dos (2) nuevos pozos exploratorios en
este Subperíodo.
5.3 En el caso de que se produzca un descubrimiento de Hidrocarburos, el Contratista deberá comunicarlo a A.N.C.A.P. dentro de los treinta (30)
días de producido el descubrimiento (entendiéndose como fecha de
descubrimiento de Hidrocarburos, a los efectos de los cómputos de plazos,
la fecha de terminmación del pozo descubridor) y presentar al Comité
Técnico dentro de los cientos ochenta (180) días de producido el
descubrimiento, el Programa de Evaluación que desarrollará a fin de
determinar si el yacimiento es o no comercialmente explotable, e informar
si puede llegar a serlo en explotación conjunta con otros
descubrimientos. El Contratista en el mencionado programa deberá
delimitar el o los Lotes en Evaluación y presentar el presupuesto para
dar cumplimiento al programa propuesto.
5.4 Se establece en un (1) año, contado a partir de la presentación
del Programa de Evaluación, en el plazo para que el Contratista dé
cumplimiento al programa propuesto y declare o no la comercialidad del
yacimiento, sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones
exploratorias pendientes en el resto del Area.
5.5 A pedido del Contratista, el plazo de evaluación podrá ser
ampliado por A.N.C.A.P., cuando razones técnicas así lo justifiquen.
5.6 En caso que el Contratista determine que el yacimiento le resulta
comercialmente explotable, deberá comunicar a A.N.C.A.P. que declara la
comercialidad del mismo, delimitando el o los Lotes en Explotación y
presentando el Programa y Presupuesto de Explotación que propone.
5.7 En un plazo de hasta sesenta (60) días A.N.C.A.P. deberá
considerar la delimitación del o los Lotes en Explotación y el Programa
de Explotación. Transcurrido dicho plazo, de no mediar oposición por parte de A.N.C.A.P., la delimitación y programa propuesto se considerarán aceptados.
5.8 La declaración de Comercialidad efectuada por el Contratista lo
habilitará a ingresar al Período de Explotación de acuerdo con los
términos y condiciones del presente Contrato.
5.9 Si cumplido el Programa de Evaluación resultase que el yacimiento
podría ser comercialmente explotable para el contratista, en caso de
efectuarse descubrimientos posteriores que permitan su explotación
conjunta, el Contratista podrá optar por no proponer la declaración de
carácter comercial por un plazo igual al tiempo que falte para el
vencimiento del Período de Exploración, incluyendo el mismo todod los
subperíodos definidos en 5.1. En este supuesto, y hasta tanto no se
produzca la eventual declaración del carácter comercial del yacimiento,
la superficie respectiva continuará siendo considerada Lote o Lotes en
Evaluación.
5.10 En el caso que el contratista determine que un descubrimiento no le resulta comercialmente explotable lo deberá comuniucar inmediatamente
a A.N.C.A.P. yu, automáticamente quedará desafectada del área Materia de
Contrato el respectivo Lote en Evaluación, pudiendo A.N.C.A.P. disponer
su explotación según su exclusiva conveniencia y sin que el Contratista tenga derecho a indemnización de ninguna especie.
5.11 El Contratista iniciará la ejecución del programa Exploratorio dentro de los seis (6) meses siguientes a la firma del Contrato y deberá
ejecutarlo en forma interrumpida.
5.12 Durante la vigencia del Período de Exploración el Contratista queda facultado para efectuar, fuera de los programas comprometidos para cada Subperíodo, y por su cuenta y riesgo, otros trabajos congruentes con los objetivos de este Contrato, que hayan sido autorizados por el Comité
Técnico, sin disminuir su obligació0n por los trabajos comprometidos.
5.13 En caso de haber algún decubrimiento comercial durante cualquiera de los Subperíodos, el Contratista deberá continuar con un programa
activo de exploración, de acuerdo con lo determinado por el Comité
Técnico durante toda la vigencia del Contrato, en aquellos lotes del Area Materia del Contrato - sobre los que mantenga derecho - situados fuera de los límites de los Lotes en Explotación.
5.14 Desafectación de Lotes
5.14.1 Desafectación obligatoria.
La desafectación obligatoria tendrá lugar en los siguientes casos:
a) El Contratista para poder optar por el Subperíodo de Prórroga, deberá seleccionar del Area Materia del Contrato y por lotes enteros, el área en la cual desee continuar operando, la cual en ningún caso podrá
ser mayor del 50 % de la superficie original del Area Materia del Contrato, quedando desafectada de la relación contractual los restantes lotes. Dicha área deberá estar conformada por lotes unidos al menos por
un lado o por un vértice, salvo que existan descubrimientos en cuyo caso el o los lotes que los cubran podrán no estar unidos al resto.
b) Por incumplimiento de lo establecido en el numeral 5.13.
c) En el caso previsto en el numeral 5.10.
5.14.2 Desafectación voluntaria.
El contratista siempre y cuando haya dado total cumplimiento al Programa de Exploración acordado podrá, en cualquier momento y mediante
notificación por escrito a A.N.C.A.P. con una anticipación no menor de
treinta (30) días, renunciar voluntariamente por lotes enteros a una
parte cualquiera del Area Materia de Contrato, sin lugar a multa o pena. El área restante deberá cumplir los requisitos establecidos en el literal a) del numeral 5.14.1.
5.15 Elementos informativos
5.15.1 Durante el cumplimiento del Contrato, y específicamente al
producirse la desafectación de lotes o cuando se opere la rescisión o
resolución del Contrato, el Contratista entregará a A.N.C.A.P. todos los
elementos de información obtenida. En particular, sin que sea limitante a
los señalados deberá entregar:
a) Cintas magnéticas o disquettes con datos de campo e información de
soporte, cintas o disquettes con las diferentes etapas de procesamiento;
planos base (ubicación de perfiles) transparencia y copia papel; juegos
de transparencias y copias papel de los diferentes tipos de perfiles que se realicen, cualquiera sea el principio físico o químico que se utilice para un relevamiento.
b) Cuando se realicen pozos, se tendrá especial interés en:
Registros litológicos, testigos, perfilajes de todo tipo (wire line
logs); ensayos de formación; control de hidrocarburos durante la perforación; medición de caudales; presiones; tareas de cementación y estimulación.
Juegos de muestras de canaleta("cuttings") lavadas y sin lavar de cada
pozo de exploración, extensión y desarrollo.
Estudios palinológicos, palentológicos, petrográficos etc. que se
realicen.
Estudios geoquímicos y de generación de hidrocarburos.
Correlaciones estratigráficos con los pozos del área.
Características físicas y químicas de los hidrocarburos líquidos y
gaseosos.
c) Todas las mediciones, informes, estudios y análisis, derivados de
trabajos realizados para este Contrato, haya habido o no descubrimiento
comercial.
5.15.2 Al declararse un reservorio no comercial, el Contratista entregará a A.N.C.A.P. los elementos informativos referentes al mismo, mencionados en el numeral 5.15.1 y además la evaluación, presentada al Comité Técnico, que sustentó tal declaración.
5.16 Terminación anticipada del Contrato durante el Período Exploratorio.
5.16.1 El Contratista podrá en cualquier momento del Período Exploratorio, mediante notificación a A.N.C.A.P. por escrito, con una anticipación no menor de treinta (30) días, dar por terminado el Contrato sin lugar a multa o pena, siempre y cuando haya dado total cumplimiento a las obligaciones establecidas en el numeral 5.2 para cada uno de los Subperíodos que corresponda ("Programa Exploratorio Mínimo" para el Subperíodo Básico y perforaciones exploratorias obligatorias para los Subperíodos Complementario y de Prórroga).
5.16.2 Si el Contratista resolviera dar por terminado el Contrato durante cualquiera de los Subperíodos del Período Exploratorio, pero sin haber dado total cumplimiento a las obligaciones acordadas para el Subperíodo correspondiente, pagará a A.N.C.A.P. el costo total de los pozos no perforados.
5.16.3 El Contrato vencerá antes del plazo total máximo de duración
del mismo establecido en el numeral 2.2, cuando del Contratista no haya hecho un descubrimiento comercial durante el Período Exploratorio. No obstante, en el caso de que el Contratista efectuara un descubrimiento durante el último año del Subperíodo de Prórroga - séptimo año de
vigencia del Contrato - tendrá opción a un (1) año adicional para determinar si dicho descubrimiento es o no comercial, procediendo
conforme a lo previsto en 5.3, siempre que a juicio de A.N.C.A.P. hubiere excedido sus compromisos en lo que respecta al número de perforaciones.
El Contrato se extinguirá en el momento en que el Contratista declare que el descubrimiento no es comercial. Si omitiera formular declaración, el Contrato finalizará al término de dicho año adicional.
5.16.4 En todos los casos en que el Contrato quede extinguido, el
Contratista deberá acreditar que ha efectuado los trabajos y pagos que en
cada caso correspondiere y, entregado la información establecida en el
numeral 5.15.1.
5.16.5 Para todos los fines del numeral 5.16 se establece el costo total de cada pozo en U$s 5:000.000,00 (cinco millones de dólares
estadounidenses).
6. EXPLOTACION
6.1 Declarada la comercialidad de un o más Lotes en Evaluación el
Contratista - contará con un plazo máximo de veinticinco (25) años para
la ejecución de las tareas de desarrollo y producción para cada lote de
Explotación sin perjuicio de lo establecido en el numeral 2.2 respecto a
la duración total del Contrato. Este plazo se computará a partir de la
asignación del Lote en Explotación, conforme con el procedimeinto
previsto en lops numerales 5.7; 5.8 y 5.9 según corresponda. Se establece un plazo máximo de cinco (5) años para que un determinado yacimiento
entre en producción. Este plazo se computará también desde la asignación del Lote en Explotación.
6.2 El Contratista se obliga a dar comienzo a las actividades de
explotación de petróleo y/o gas descubiertos, de acuerdo con los
programas de desarrollo aprobadas por el Comité Técnico, los cuales especificarán que la producción se llevará acabo conforme a la tasa de producción de máxima eficiencia (MER) a menos que A.N.C.A.P. y el Contratista convengan mutuamente en una tasa de producción distinta del MER.
6.3 Elprograma a que se hace referencia en el numeral 6.2 elaborado
por el Contratista y puesto a consideración del Comité Técnico. En su elaboración deberán tenerse en cuenta entre otros elementos: El Tamaño y
característica del reservorio así como la estimación de reservas
recuperables; las prácticas operativas (Nº de pozos instalaciones etc.)
las condiciones económicas y del mercado; y muy especialmente las normas de conservación y explotación adecuadas de tal manera que la tasa de
producción pueda ser mantenida durante un período ininterrumpido, sin
ocasionar pérdidas significativas en la recuperación final de Petróleo
Crudo, bajo principios de ingeniería y economía petrolera internacionales
generalmente aceptados.
6.4 Si los párrafos técnicos señalados en el numeral 6.3 lo permiten, la tasa de producción será igual a los niveles de producción previstos.
6.5 El Contratista, en cualquier momento, podrá proponer al Comité
Técnico la revisión de la tasa máxima de producción permitida por pozo, yacimiento o campo, debido a cambios inesperados en el comportamiento de su producción o actualización de reservas.
6.6 El Contratista, en cualquier momento, podrá proponer al Comité Técnico la revisión de la tasa máxima de producción permitida por pozo, y
yacimiento o campo, debido a cambios inesperados en el comportamiento de
su producción o actualización de las reservas.
6.6 El Contratista se obliga a emplear las buenas prácticas operativas y de conservación utilizadas en la industria del petróleo, que deberá
comprender entre otros el mantenimiento de presión del yacimiento a
niveles adecuados mediante la reinyección, si fuera necesario, de todo el
gas disponible y/o agua en casos de reservorios cerrados.
6.7 Durante el Período de Explotación el Contratista podrá optar por
realizar la devolución total o parcial del o de los Lotes de Explotación
quedando de esta forma liberado de toda obligación con respecto al Lote o
Lotes de Explotación a cuya devolución ha precedido, salvo aquellos que
derivaran de algún incumplimiento de lo establecido en este Contrato,
siendo en esta situación de total aplicación lo previsto en el numeral
22.
7. PRODUCCION
7.1 En caso de acceder al Período de Explotación, el Contratista tiene el derecho y la obligación de producir los volúmenes máximos de petróleo
crudo y/o gas compatibles con lo dispuesto en el numeral 6.2.
7.2 El Contratista deberá realizar por su exclusiva cuenta y cargo las
instalaciones necesarias para el almacenamiento, medición y entrega del
petróleo crudo en el Punto de Fiscalización, las que, en los casos en que
deban realizarse fuera del Area Materia del Contrato, serán considerados
a los efectos del Contrato como si se hubieran realizado dentro de ella. Las instalaciones y ubicaciones mencionadas deberán ser aprobadas por
A.N.C.A.P., quien sólo podrá negar su aprobación por motivos técnicamente
fundados.
7.3 El petróleo crudo deberá ajustarse a condiciones comerciales de
entrega, debiéndose efectuar los tratamientos necesarios, de modo de
obtener en el Punto de Fiscalización las siguientes características:
El límite superior de agua e impurezas será del uno por ciento (1 %).
salinidad total máxima de cien gramos por metro cúbico (100 gr./m3)
expresada en Cloruro de Sodio (CL Na).
7.4 Las mediciones del volúmen físico de petróleo se efectuarán en el
Punto de Fiscalización y para contabilizarlo se considerará reducido a
seco-seco y quince grados centígrados (15º C) de temperatura.
7.5 En el caso que el agua, sólidos o salinidad del petróleo crudo excedan los límites especificados en los numerales que preceden,
A.N.C.A.P no estará obligada a recibirlos y el Contratista deberá someterlo a nuevos tratamientos hasta alcanzar los valores especificados.
8. YACIMIENTOS COMPARTIDOS
8.1 En el caso que un descubrimiento comercial se extienda fuera del Area Materia del Contrato, las partes afectadas deberán proceder a la
unificación de la explotación del mismo para su racional aprovechamiento
y distribución. Si ese descubrimiento se extendiera a países limítrofes,
dicho convenio de unificación tomarán en cuenta los Tratados al respecto
con dichos países.
9. SOLO RIESGO
9.1 Definiciones
a) Proyecto a Solo Riesgo: Es el Proyecto para llevar a operaciones de
recuperación Secundaria o Terciaria, que se efectúe a costo, riesgo y
beneficio de ANCAP.
b) Producción a Solo Riesgo: La cantidad mensual de petróleo producido y conservado que provenga del reservorio o reservorios comprendidos en el
Proyecto de Solo Riesgo, menos la cantidad mensual que el reservorio o
los reservorios habrían producido si el Proyecto no se hubiere llevado a cabo, según la estimación hecha por el Comité Técnico con anterioridad al
comienzo del Proyecto.
En caso de que a consecuencia de la ejecución del Proyecto a Solo Riesgo hubiera disminución de la producción primaria en un mes determinado, A.N.C.A.P. compensará al Contratista en especie por las disminuciones sufridas por éste.
c) Flujos Monetarios de Producción a Solo Riesgo: Es el valor de la
Producción a Solo Riesgo calculado al precio del mercado en dólares
estadounidenses ajustado al Punto de Fiscalización, menos los gastos y
costos de la Producción a Solo Riesgo.
d) Inversión a Solo Riesgo: Son las inversiones efectuadas por A.N.C.A.P., en el Proyecto a Solo Riesgo hasta el Punto de Fiscalización,
contabilizadas en dólares estadounidenses.
9.2 Si un proyecto de recuperación Secundaria o Terciaria que haya
sido presentado en forma completa al Comité Técnico no recibe la aprobación de ésta, A.N.C.A.P. puede proponer llevar a cabo tal proyecto que se denominará a "Solo Riesgo", mediante notificación hecha al Contratistas. La notificación contendrá referencia específica al numeral
9 de este Contrato.
9.3 Un proyecto de recuperación Secundaria o Terciaria, para ser
considerado en forma completa, deberá incluir:
a) Estudios apropiados de la ingeniería de petróleo del reservorio o los reservorios en agotamiento Primario que será o serán incluidos en el
proyecto de recuperación Secundaria o Terciaria.
b) Estudios apropiados comparables de las principales alternativas
aplicables al proyecto recomendado.
c) Una estimación de los gastos de inversión y operación requeridos, tanto en el proyecto recomendado como en los sistemas alternativos de
éste.
d) Un análisis del proyecto y de los alternativos.
9.4 A partir de la fecha de recibo de la notificación hecha por A.N.C.A.P. sobre su intención de llevar a cabo un Proyecto a Solo Riesgo, el Contratista tendrá 90 días para contestarla, avisando si ha elegido
participar en el Proyecto, o en parte del mismo, o sí, al contrario, ha elegido no participar en él.
9.5 Si el Contratista elige participar total o parcialmente en el Proyecto propuesto por A.N.C.A.P., tal Proyecto total o parcial será considerado como un Proyecto aprobado por el comité Técnico y el Contratista lo llevará a cabo de acuerdo con las condiciones de este Contrato. Si el Contratista resuelve no participar en el Proyecto total
ni en una parte del mismo, en adelante llamado el Proyecto a Solo Riesgo, y si A.N.C.A.P. resuelve proseguir, el Contratista ejecutará el Proyecto
a Solo Riesgo por cuenta de A.N.C.A.P. bajo las condiciones de esta CLáusula Novena, y de acuerdo a lo siguiente:
a) Si la contestación hecha por el Contratista a A.N.C.A.P.,
mencionada en el numeral 9.4 dice que a juicio del Contratista el
proyecto propuesto para Solo Riesgo puede perjudicar a la recuperación de petróleo del reservorio o los reservorios comprendidos en el proyecto, el proyecto propuesto para Solo Riesgo tendrá que ser sometido a una prueba "piloto" llevada a cabo dentro del Area Materia de Contrato, antes de comenzar el Proyecto a Solo Riesgo escala completa.
b) El Proyecto a Solo Riesgo no interferirá sustancialmente con los
programas u operaciones, actuales o futuras ya aprobados por el Comité
Técnico, o que estén bajo consideración seria y formal del mismo. Si
dicho proyecto no interfiere sustancialmente con dichos programas u operaciones, los pozos, las instalaciones y equipos existentes podrán ser utilizados en el proyecto.
c) El Comité Técnico deberá estar de acuerdo sobre:
1) La estimación del futuro comportamiento y producción de petróleo
del reservorio o reservorios en el caso que no se llavare a cabo el Proyecto a Solo Riesgo.
2) Un método para asignar al Proyecto a Solo Riesgo los gastos de
operación, y
3) La manera en que A.N.C.A.P. proveerá fondos mensualmente al Contratista para cubrir los gastos mensuales aplicables a tal proyecto.
9.6 Cuando los flujos monetarios de la Producción a Solo Riesgo (definidas en 9.1 c) superen en cinco (5) veces (500 %) la Inversión a Solo Riesgo (definida en 9.1 d), este Proyecto dejará de existir y el Contratista pagará todos los costos futuros aplicables y recibirá su retribución en forma del porcentaje de la producción que le corresponda según lo establecido en el Anexo 7.
9.7 El Contratista podrá elegir participar en el Proyecto a Solo Riesgo, antes que el mismo se extinga según lo establecido en el numeral 9.6, mediante notificación hecha a A.N.C.A.P. y efectuado dentro de los treinta (30) días siguientes a dicha elección un solo pago en efectivo equivalente al saldo resultante de tomar cinco (5) veces (500 %) la Inversión a Solo Riesgo y deducirle los Flujos Monetarios de la
Producción a Solo Riesgo. A partir de ese momento el Proyecto se extinguirá y el Contrato seguirá con su curso normal.
10. OPERACIONES AUXILIARES
10.1 El Contratista podrá, por razones técnicas y económicas que así
lo indiquen, construir por su exclusiva cuenta y cargo los oleoductos y/o
gasoductos necesarios para el transporte de los hidrocarburos producidos
en el Area Materia del Contrato, así como las instalaciones necesarias
para el almacenaje de los mismos en la costa, aguas o en el lecho
marítimo.
10.1.1 A.N.C.A.P. tendrá derecho de utilizar tales oleoductos, gasoductos y otras instalaciones que el Contratista haya construido por
su propia cuenta, a condición que los hidrocarburos del Area Materia del Contrato en todo momento tendrán primera prioridad de trasporte.
10.1.2 En tal caso A.N.C.A.P. podrá:
a) Pagar por la utilización de dichos oleoductos e instalaciones la tarifa que se establezca de común acuerdo en base a los índices tarifados
internacionales vigentes, para situaciones y características similares.
b) Adquirir la propiedad de aquellos oleoductos, gasoductos e
instalaciones, hasta la proporción del porcentaje de hidrocarburos que le
corresponda durante la vida productiva de los descubrimientos
comerciales. El precio a ser pagado por A.N.C.A.P. para adquirir dicho derecho podrá ser en efectivo o en especie y se fijará mediante un Contrato por separado a ser negociado entre las Partes. Dicho precio se basará en el valor justo imperante en el mercado.
c) El Hecho de que A.N.C.A.P. abone al contratista la tarifa establecida en el literal a) no significa la renuncia de su derecho de ejercer en cualquier momento la opción prevista en el literal b) que antecede.
11. DISPOSICIONES DE LOS HIDROCARBUROS
11.1 Petróleo y líquidos de Gas Natural
11.1.1 El Contratista podrá hacer uso, libre de todo cargo, de aquella
porción de hidrocarburos producida en el Area Materia del Contrato que se
requiera para la ejecución de las operaciones de explotación y
funcionamiento de maquinaria relacionada con las mismas. Si hubiere gas
natural disponible en el Area Materia del Contrato le será dado a éste
uso preferencial para los fines expuestos.
11.1.2 Al Contratista se le entregará en especie en el Punto de
Fiscalización y en retribución por las operaciones contratadas, la parte
de la producción de petróleo que corresponda según lo estipulado en el
Anexo 7) de este Contrato.
11.1.3 El Contratista tendrá libre derecho a disponer y exportar la parte de la producción de petróleo que le corresponda como retribución
por las operaciones contratadas, con excepción de la limitación
mencionada en el numeral 11.3.
11.1.4 Cualquiera de las Partes que no retire (lift) su porción de la
producción disponible de hidrocarburos o parte de dicha porción durante
cualquier año calendario, con excepción de los ajustes por concepto de
tolerancia de retiros de acuerdos con lo estipulado en el numeral 11.1.5
no tendrá derecho a acumular en el futuro la porción no retirada (lifted)
a los volúmenes que le corresponda en ese año calendario.
11.1.5 Antes del comienzo de la producción de petróleo del Area
Materia del Contrato, las partes concertarán un "Convenio de Retiros" ("Offtake Agreement"), el cual incluirá, entre otros conceptos, lo siguiente:
Nominaciones: Una vez establecida la producción disponible para
determinado trimestre calendario cada parte deberá:
a) Indicar la porción de su parte de la producción disponible que retirará y las fechas aproximadas en que efectuará los retiros así como las cantidades de cada uno.
b) Especificar la porción de la producción disponible que no hubiera sido nominada por la otra Parte, que desee para sí de acuerdo a lo estipulado en el numeral 11.1.6.
Tolerancia de retiros: El volumen de petróleo que una parte puede
acreditar a años futuros o a años ya pasados para compensar los
desniveles de sus retiros debido al uso de buques-tanques oceánicos.
Itinerarios de buques: Es el procedimiento específico para establecer cómo cada Parte podrá designar buque oceánico para retirar petróleo del
terminal del Area Materia del Contrato.
11.1.6 Si cualquiera de las Partes no hiciera nominación para retirar su porción entera de la producción disponible para cualquier año calendario, la otra parte tendrá el derecho de retirar la porción que no fue nominada, pagándole a la Parte que no nominó su porción entera.
11.1.7 El Contratista podrá separar los líquidos de cualquier Gas Natural prodicudo en el Area Materia del Contrato. Para los fines de la
retribución al Contratista, el porcentaje de líquidos de gas natural que
le corresponda al Contratista para un trimestre determinado será igual al
porcentaje de petróleo que le corresponda al Contratista, a menos que las
Partes convengan otra cosa.
11.1.8 El Contratista tendrá derecho, mediante autorización solicitada a A.N.C.A.P. con un mínimo de seis meses de anticipación antes del comienzo de cualquier año calendario, de comprar regularmente durante tal año hasta la cantidad que se convenga de la porción de la producción de petróleo disponible correspondiente a A.N.C.A.P., del Area Materia del Contrato, que esté disponible para la explotación a un precio según lo establecido en el Anexo 7.
11.2 Gas Natural
11.2.1 El Contratista podrá hacer uso, libre de todo cargo, de aquella
porción de gas natural que se requiera para la ejecución de las
operaciones de explotación y funcionamiento de maquinaria relacionada con
las mismas.
11.2.2 Los hidrocarburos líqudos que se obtengan de la fase gaseosa luego de la separación del petróleo sin aporte de energía externa, se
denominarán "condensadores de gas" y se considerarán como Petróleo Crudo
a todo efecto.
11.2.3 Si en el Area Materia de Contrato se localizare gas, sea éste
asociado o no asociado, en cantidades tales que se pueda considerar la
posibilidad de explotarlo en forma comercialmente atractiva, se procederá
en ese momento a negociar las condiciones contractuales en que tal
emprendimiento sería posible. Las condiciones contractuales a considerar
seguirán el criterio de dividir la producción de gas, en gas aplicada a
la recuperación de costos y gas a repartir entre el Contratista y A.N.C.A.P.
11.2.4 En caso de producción de gas asociado, si el Contratista condidera que no hay posibilidades de comercializar el gas en condiciones económicas adecuadas se procederá a:
Emplear el gas tanto como sea posible como combustibles en los
equipamientos de producción.
Reinyectarlo en los yacimientos del Area Materia del Contrato en la
máxima medida que las prácticas de la industria lo aconsejen.
Quemar el excedente después de obtener el consentimiento de
A.N.C.A.P. En esta situación podrá optar, por tomar a la salida del
separador de gas-petróleo de la producción de gas asociado que sea
excedentaria de las operaciones petroleras, el gas que hubiera sido
destinado a quemarse. Los costos y las inversiones para la utilización
del gas natural en esta situación serán de cargo de A.N.C.A.P. y este
gas será recibido sin cargo por A.N.C.A.P.
11.2.5 En caso que el Contratista entienda que la explotación de un
determnado yacimiento de gas natural (Gas no asociado), no es
económicamente factible, o no se llegue a un acuerdo según lo establecido
en 11.2.3, automáticasmente quedará desafectada del Area Materia del
Contrato el respectivo Lote o Lotes, pudiendo A.N.C.A.P. disponer se
explotación según su exclusiva conveniencia y sin que el Contratista
tenga derecho a indemnización de nunguna especie.
11.3 Derecho Preferencial de A.N.C.A.P.
11.3.1 A.N.C.AP. tendrá derecho preferencial adquirir total o parcialmente los hidrocarburos recibidos por el Contratista en
retribución por las operaciones contratadas, si fuera necesario para complementar las necesidades del consumo interno del país.
11.3.2 Si para un determinado momento y otro u otros Contratistas se
encontrasen en producción de petróleo, el derecho preferencial de
A.N.C.A.P. se ejercerá en proporción al volumen de petróleo que cada uno
de los contratistas reciba como retribución.
11.3.3 Si la calidad del petróleo de la parte entregada al Contratista en retribución por las operaciones contratadas, no fuese apropiada para las refinerías nacionales A.N.C.A.P. tendrá el derecho de comprarle al
Contratista dicho petróleo y mediante mutuo acuerdo de las Partes,
permutarlo con éste por un volumen equivalente de otros petróleos de
propiedad del Contratista que reúna las condiciones de refinación
necesarias en el Uruguay, o, después de haberle comprado al Contratista
petróleo que reúna o no las condiciones de refinación necesarias en el
Uruguay, permutarlos por otros petróleos propiedad de Terceros.
11.3.4 A.N.C.A.P. pagará por el petróleo adquirido de conformidad con este derecho preferencial, un precio en dólares estadounidenses fijado de
acuerdo a lo establecido en el Anexo 7.
11.3.5 Para hacer uso de tal derecho preferencial A.N.C.A.P.
notificará por escrito al Contratista con una anticipación de un (1) año,
especificando el volumen de petróleo de la porción correspondiente al
Contratista que será adquirido, así como el período durante el que se
efectuará dicha compra.
12. ASOCIACION
12.1 A.N.C.A.P. podrá, a su solo juicio, asociarse con el Contratista para la Explotación de cualquier Lote de Explotación, debiendo comunicar su decisión al respecto por escrito al Contratista dentro de un plazo de
noventa (90) días contados a partir de la aprobación de la delimitación
del Lote de Explotación. Si A.N.C.A.P. no efectuara dicha comunicación
dentro del plazo establecido, se considerará que ha decidido no asociarse
para la Explotación de ese Lote de Explotación.
12.2 En caso que A.N.C.A.P. decidiera asociarse en la Explotación de
un lote de explotación deberá comunicar al Contratista, simultáneamente con su decisión de hacerlo, el porcentaje con el que decida participar. A
estos efectos, se establece que la participación de A.N.C.A.P. estará
entre un mínimo de cinco por ciento (5 %) y un máximo del cincuenta por
ciento (50 %).
12.3 En el supuesto indicado en el punto anterior A.N.C.A.P. se obliga a abonar al Contratista, en proporción a su participación, los gastos
directos de perforación y terminación de los Pozos Exploración
comercialmente productivos. Respecto de los Pozos de Evaluación,
A.N.C.A.P. se obliga a abonar al Contratista, en proporción a su
participación, todas las erogaciones directas efectuadas, no reconociendo
aquellos Pozos de Evaluación que resulten improductivos en un porcentaje
superior al veinticinco por ciento (25 %) sobre el total de Pozos de
Evaluación realizados.
A dichos gastos se les adicionará el quince por ciento (15 %) de los
mismos, en carácter de gastos indirectos A.N.C.A.P. hará efectivos los
pagos señalados dentro de los noventa (90) días calendario de suscrito el
respectivo Contrato de Asociación.
12.4 A partir de la notificación de A.N.C.A.P. al Contratista de su
decisión de asociarse en la explotación de un Lote de Explotación, las
Partes procederán a suscribir el respectivo Contrato.
13. PROTECCION DEL MEDIO AMBIENTE
13.1 El Contratista desarrollará las actividades objetivo del Contrato en forma compatible con la conservación del medio ambiente y de cualquier
otro recurso, para lo cual estará obligado a emplear las técnicas más
avanzadas para prevenir daños y perjuicios al medio ambiente.
13.2 El Contratista observará cuidadosamente las disposiciones Legales y Reglamentarias de la República Oriental del Uruguay y los Convenios y
Tratados Internacionales en la materia.
13.3 En lo que sea pertinente se deberá observar los criterios
establecidos en la Sección 311 del Federal Water Pollution Control Act
(F.W.P.C.A.) (Acta Federal para Control de Contaminación de Aguas) y de
la Orden Nº 7 del (Outer Continental Shelf Act) (Acta de la Plataforma
Continental) vigente en Estados Unidos.
13.4 Se someterán a consideración del Comité Técnico las características de las instalaciones y equipos a emplearse en la prevención y combate de la contaminación, los planes para entrenamiento del personal y para combatir las emergencias que pudieren presentarse y las inspecciones e informes a establecerse a estos efectos en la operación.
13.5 El Contratista será responsable de todos los daños y perjuicios que causare su personal o sus Sub-Contratistas, en el medio ambiente, y deberá indemnizar a los perjudicados, sea al Estado Uruguayo o cualquier otra persona física, o jurídica, nacional o extranjera.
14. COMITE TECNICO
14.1 Constitución y Funcionamiento
14.1.1 El Comité Técnico se integrará dentro de los treinta (30) días de la fecha de celebración del Contrato, estará constituido por dos (2)
representantes principales y dos (2) alternos designados por A.N.C.A.P. y
dos (2) representantes principales y dos (2) alternos designados por el
Contratista, y tendrá a su cargo el análisis y evaluación así como el
contralor de los programas de trabajo y, la fiscalización de la ejecución
de las operaciones petroleras
14.1.2 Las decisiones del Comité Técnico, se adoptarán por acuerdo unánime de los representantes de las Partes. Cada Parte Contratante
tendrá un solo voto.
14.1.3 En caso de desacuerdo entre los representantes de las Partes, éstos harán sus mejores esfuerzos para resolverlo de una manea mutuamente
aceptable o conveniente.
En el caso de haberse agotado los esfuerzos para lograrlo, el
diferendo será elevado directamente a las autoridades máximas de las Partes Contratantes y si éstas no llegaran a un acuerdo el problema será sometido a Consultoría o Arbitraje Técnico, los que se regularán por lo establecido en el numeral 15.
14.1.4 Las Partes serán responsables de los gastos de sus respectivos
representantes en el Comité Técnico.
14.1.5 El Comité de Técnico se reunirá ordinariamente con la periodicidad que establezcan las Partes y extraordinariamente, a pedido
de los representantes de cualquiera de ellos.
El PLazo entre una y otra reunión ordinaria en ningún caso podrá ser
superior a 120 días.
Cuando se solicite reunión, deberá efectuarse el pedido por escrito
con una antelación mínima de 15 días estableciéndose la Agenda
respectiva, salvo en casos urgentes en que podrá solicitarse que se lleve a cabo la reunión dentro del plazo mínimo posible.
14.2 Cometidos
14.2.1 El Comité Técnico ejercerá sus funciones durante toda vigencia del Contrato. Sin perjuicio de las atribuciones ya establecidas en el Contrato y de otras que puedan convenirse entre las Partes Contratantes, tendrá las siguientes atribuciones fundamentales:
a) Acordar con el Contratista la forma adecuada de realizar los planes y programas de trabajo de las operaciones petroleras contratadas.
b) Aprobar los planes, programas y presupuestos anuales y trimestrales que deberá presentar el Contratista.
c) Evaluar la ejecución de los presupuestos.
d) Analizar y evaluar los justificativos técnicos de la localización
de los pozos exploratorios, de delimitación y desarrollo y sus programas
de terminación.
e) Analizar y aprobar las delimitaciones de los Lotes en Evaluación y
Lotes en Explotación que proponga el Contratista.
f) Efectuar el contralor técnico y contable de la operación.
g) Determinar las Reservas Recuperables y la Producción Disponible media diaria por pozo, por Campo de Producción.
14.2.2 A todos los fines precedentemente indicados el Comité Técnico queda facultado para recabar los asesoramientos u encomendar los trabajos que estime necesarios.
15. CONSULTORIA Y ARBITRAJE TECNICO - ECONOMICO
15.1 Consultoría
15.1.1 En el caso de divergencias sobre asuntos técnicos o económicos
relacionados con la aplicación del Contrato, que no haya podido ser
solucionado directamente por las Partes, se procurará su solución por
intermedio de Consultores.
15.1.2 En el caso que se decida la intervención de Consultores, las Partes convienen en que, si no llegan a un acuerdo en cuanto a la designación de los mismos, cada una elaborará una lista de hasta tres Consultores, entre quienes se elegirá por sorteo al Consultor, dentro del término de diez (10) días. Si uno o más de los Consultores propuestos apareciere en ambas listas, el Consultor a ser designado será
seleccionado de entre aquellas que figuren en ambas listas.
15.1.3 El Consultor designado deberá elaborar y presentar el informe
en un plazo máximo de treinta (30) días.
15.1.4 La opinión del Consultor tendrá el efecto que las Partes mutuamente y de manera previa al dictamen convengan.
15.1.5 En todos los casos, los gastos que demande la intervención de
Consultores serán cubiertos y pagadas por ambas Partes, en porciones
iguales.
15.2 Arbitraje
15.2.1 Cualquier desacuerdo que surja entre A.N.C.A.P. y el
Contratista sobre asuntos técnicos y/o económicos surgidos de la aplicación del Contrato que no puedan ser resuelto amistosamente entre
las Partes o a través de los Consultores, será sometido por cualquiera de ellas a arbitraje sin perjuicio de recurrir a la vía judicial cuando corresponda. Unicamente los asuntos Jurídicos no podrán ser objeto de arbitrajes y se someterán a los Tribunales y Jueces de la República Oriental del Uruguay de acuerdo al numeral 18.1.
15.2.2 El arbitraje tendrá lugar en la ciudad de Montevideo y se
regirá de acuerdo con el Código General del Proceso, en todo aquello que no contradiga al Contrato.
15.2.3 Las Partes acuerdan que el Tribunal Arbitral estará compuesto por tres árbitros, salvo que de común se decida la designación de un solo
árbitro. En el caso de tener que nombrarse un solo árbitro, si las Partes
no se ponen de acuerdo sobre su nombramiento, éste será designado por el
Juez competente. En el caso de nombramiento de tres árbitros, cada parte
designará uno y los dos nombrados designarán al tercero. Si una de las
partes no designara árbitro o si los dos nombrados no logran ponerse de
acuerdo para designar el tercero, el nombramiento será realizado por el
Juez competente. Los nombramientos de árbitro por las Partes o por los
árbitros designados, deberán hacerse respectivamente, dentro de los
treinta días de haber dispuesto por alguna de las Partes someter el
asunto a juicio arbitral, o de designados los árbitros de cada una de las partes.
El tercer árbitro no podrá ser ciudadano ni residente o de un país que
tenga interés económico en la actividad petrolera de cualquiera de las
dos Partes.
Cuando la designación de arbitro deba realizarse por el Juez, éste seleccionará un nombre de una lista que él proporcionarán las Partes.
15.2.4 Las Partes pondrán a disposición del Tribunal de Arbitraje
todas las facilidades, incluyendo acceso a las operaciones petroleras,
con el fin de obtener cualquier información solicitada para la resolución del desacuerdo, la ausencia o falta de comparecencia de cualquiera de las
partes a los procedimientos no podrá impedir ni obstaculizar el arbitraje
en ninguna de sus etapas.
15.2.5 No será necesario suspender las operaciones o actividades que
dieron lugar al arbitraje, mientras esté pendiente la decisión del
Tribunal Arbital, salvo que ello perjudicase el desarrollo del juicio arbitral o tuviera incidencia en los hechos o circunstancias que
motivaron el arbitraje. 15.2.6 Las disposiciones de este Contrato con respecto al arbitraje
continuarán en vigencia, no obstante su terminación, si a su vencimiento
hubiere cuestiones pendientes de arbitraje o que corresponda someter al
mismo.
15.2.7 Los gastos incurridos en el arbitraje serán de cargo de la
Parte que así lo resuelva el Tribunal de Arbitraje en su laudo.
16. FUERZA MAYOR
16.1 Cualquiera de las Partes que por razones de Fuerza Mayor tal como se define en la Legislación de la República Oriental del Uruguay, se vea
demorada o imposibilitada de cumplir en forma total parcial con alguna de
las obligaciones o condiciones estipuladas en el Contrato, notificará de
inmediato por escrito a la otra Parte dando a conocer la causa de su
incumplimiento, las medidas tomadas y los plazos estimados para resolver
la situación.
16.2 La demora o incumplimiento de las obligaciones contractuales
serán excusados durante el tiempo y en la medida que dicha demora o
incumplimiento sea ocasionado por causa de Fuerza Mayor sin derecho a
reclamo de indemnización de la otra Parte, por el lapso de inactividad
transcurrido. El lapso real de la demora o incumplimiento será agregado
al tiempo previsto para la realización de las operaciones afectadas, así como para el cumplimiento de cualquier otra obligación que dependa de la
primera, sin que implique en ningún caso la prolongación del plazo máximo
de duración de este Contrato sin perjuicio de lo establecido en los
numerales 16.3 y 16.4.
16.3 Si el caso de Fuerza Mayor ocurriere durante alguno de los
Subperíodos del Período Exploratorio y continuase por un período de dos
(2) años, el Contratista tendrá la opción de dar por terminadas sus
obligaciones mediante notificación por escrito a A.N.C.A.P. con 90 días
de anticipación. La Garantía de Contrato será devuelta de acuerdo a los
numerales 25.3.3 y 25.3.4.
16.4 Si ocurriese una causa de Fuerza Mayor proveniente de circunstancias externas al Uruguay que impidiese el cumplimiento del Contrato durante un período continuo de dos años, A.N.C.A.P. tendrá la opción de dar por terminado el Contrato.
Para hacer uso de dicha opción, durante el período de explotación,
A.N.C.A.P. deberá pagar, por sí o en nombre del Estado al Contratista el
justo precio comercial en dólares estadounidenses o en especie que las
Partes convengan, de los bienes referidos en el numeral 22.
17. CONFIDENCIALIDAD
17.1 Durante la vigencia de este Contrato cualquier dato o información sea cual fuere su especie o naturaleza, relacionado con su desarrollo,
será tratado por las Partes como estrictamente confidencial, en el
sentido de que su contenido no será bajo ningún aspecto revelado total o parcialmente a terceros, sin previo consentimiento por escrito de la otra Parte. Quedan exceptuados de tal limitación las informaciones requeridas por autoridad gubernamental o por entidades financieras, nuevos participantes o inversores potenciales, o las que se efectúen a empresas integrantes del Contratista. Para poder exhibir información confidencial
a un tercero que pueda interesarse en este Contrato, el mismo deberá suscribir un acuerdo de confidencialidad con la previa conformidad de ambas Partes. Si una de la Partes utilizare en la ejecución del Contrato una tecnología de su propiedad, la otra Parte no podrá utilizar o
divulgar dicha tecnología sin obtener previamente la conformidad por escrito de la Parte propietaria.
17.2 Las Partes arbitrarán las medidas conducentes para que sus empleados, agentes, representantes, mandatarios y subcontratistas
observen las mismas obligaciones de confidencialidad establecidas en el presente numeral.
17.3 Toda la información concerniente a aquellas zonas del Area
Materia del Contrato que por cualquier razón sean restituidas a A.N.C.A.P., pasará a ser propiedad exclusiva de ésta, quien podrá
disponer libremente de ella a medida que se produzcan dichas restituciones, subsistiendo la obligación de confidencialidad del Contratista y del Operador hasta cinco (5) años después de la restitución total del Area Materia de Contrato de la cual fue obtenida la información.
18. DEL CONTRATO
18.1 Legislación Aplicable y Jurisdicción
18.1.1 El Contrato se regirá y será interpretado de acuerdo con
las leyes de la República Oriental del Uruguay.
18.1.2 Las Partes solucionarán de buena fe, por medio de consulta
mutua, toda cuestión o disputa que surja de o con relación al Contrato
y tratarán de llegar a un acuerdo satisfactorio sobre dichas
cuestiones o disputas. Las divergencias que puedan suscitarse y que no
pudieran resolverse entre las Partes, serán sometidas a los Tribunales
de la República Oriental del Uruguay con Sede en la ciudad de
Montevideo, con renuncia expresa a cualquier otra jurisdicción.
18.1.3 No obstante lo dispuesto precedentemente, cualquiera de las
Partes, podrá exigir que se sometan a consultoría o arbitraje las
divergencias relativas a las cuestiones técnicas y/o económicas que se
produzcan durante la vigencia de este Contrato, según los
procedimientos establecidos en el numeral 15.
19. TRANSFERENCIA O CESION DEL CONTRATO; CONSORCIO Y ASOCIACIONES
19.1 El Contratista no podrá transferir ni ceder en forma total o parcial este Contrato sin el previo consentimiento escrito de A.N.C.A.P. En todos los casos de transferencia o cesión a terceros, incluyendo a compañías afiliadas o socios del Contratista, se mantendrán todas las garantías contractuales.
19.2 Del mismo modo, cuando el Contratista sea un Consorcio, u otro tipo de Asociación entre empresas, no podrá modificar el Contrato Consorcial o de Asociación, sin previo consentimiento escrito de A.N.C.A.P.
20. CAUSALES DE RESCISION Y RESOLUCION DEL CONTRATO
20.1 Además de las causales de terminación anticipada establecidas
en el numeral 5.16, este Contrato se podrá resolver o rescindir por
cualquiera de los siguientes motivos:
20.1.1 Por acuerdo de voluntad entre A.N.C.A.P. y el Contratista.
20.1.2 Por causas imputables al Contratista tales como:
a) Cuando no inicie los trabajos dentro de los plazos establecidos
en el Contrato;
b) Cuando realice los trabajos a un ritmo que no esté en relación
con los términos establecidos contractualmente;
c) Cuando abandone o paralice total o parcialmente los trabajos;
d) Por incumplimiento de la obligación de entregar las
informaciones previstas o de permitir y facilitar las inspecciones y
fiscalizaciones establecidas;
e) Cuando se produzca por parte del Contratista una violación
grave manifiesta de las obligaciones contractuales;
f) Cuando ceda o transfiera la totalidad o parte de este Contrato
sin previa autorización de A.N.C.A.P.;
g) En caso de quiebra o concurso de acreedores;
h) En caso que el Contratista o alguno de sus integrantes fuere
absorbido o adquirido por otras Compañías;
i) Si el Contratista modificare su estructura societaria sin
previo consentimiento escrito de A.N.C.A.P.
20.1.3 Si A.N.C.A.P. considerare que existiere una o algunas de las causas especificadas en los literales a), b), c), d), e) o f) del numeral 20.1.2 que antecede (con excepción de los casos de Fuerza Mayor a que se refiere el numeral 16 de este Contrato), notificará al respecto al Contratista por telegrama colacionado. Si dentro de sesenta (60) días después de haber recibido el Contratista dicha notificación, tal causa no hubiera sido subsanada y eliminada, A.N.C.A.P. tendrá el derecho a rescindir el Contrato. Sin embargo, si la corrección de la causa notificada por A.N.C.A.P. requiere más de 60 días y el Contratista está corrigiéndola, diligentemente A.N.C.A.P. le dará el plazo adicional necesario para efectuar dicha corrección.
En los casos especificados en los literales g), h) e i) del numeral
20.1.2, A.N.C.A.P. podrá a su solo juicio, sin previa intimación, dar por
rescindido el Contrato.
20.2 En todos los casos establecidos en el numeral 20.1.2 el Contratista será responsable de los daños y perjuicios resultantes de su
incumplimiento. A.N.C.A.P. retendrá la Garantía de Contrato hasta tanto
se resuelve finalmente la responsabilidad del Contratista.
21. MORA E INCUMPLIMIENTO
21.1 La falta de cumplimiento de alguna de las obligaciones
establecidas, o la realización de cualquier acto u omisión que se
traduzca en hacer algo contrario a lo estipulado o en no hacer lo
pactado, hará caer en mora de pleno derecho al Contratista sin
necesidad de interpelación judicial o extra - judicial alguna,
quedando expresamente a salvo los casos de Fuerza Mayor debidamente
probados por el interesado.
22. ENTREGA DE BIENES
22.1 Al término de este contrato por vencimiento del plazo total
convenido, o por incumplimiento del Contratista, o por terminación
anticipada del Contrato por mutuo acuerdo de las Partes o por
cualquier otra de los causales establecidos, el Contratista
transferirá en propiedad al Estado Uruguayo, sin cargo, pago ni
indemnización alguna y libres de gravámenes o deudas, en buen estado
de conservación, mantenimiento, y funcionamiento, todas las
edificaciones, todos los pozos ya sean exploratorios, de delimitación
de producción, para inyección etc., instalaciones, maquinarias,
equipos, tuberías, plataformas, sistemas de recolección y
almacenamiento, plantas de agua, plantas y redes eléctricas, equipos
de pozo y cualesquiera otros bienes de similar naturaleza, sin los
cuales no podría llevarse a cabo la producción.
Con este propósito queda convenido que el Contratista será
propietario de los bienes enumerados en este numeral. (Numeral 4.2.2).
22.2 Durante la vigencia de este Contrato, el Contratista no podrá
transferir, gravar o retirar ninguno de los bienes aludidos, salvo
expreso consentimiento de A.N.C.A.P. y deberá conservarlos en
condiciones de buen funcionamiento. Ello no obsta a los retiros o
traslados que obedezcan a razones de mantenimiento, reparaciones o
reemplazos normales, en cuyos casos el contratista deberá recabar la
previa autorización escrita de A.N.C.A.P.
23 TRIBUTACION
23.1 El Contratista abonará por las rentas obtenidas - como único impuesto en la República Oriental del Uruguay - el Impuesto a las Rentas de la Industria y Comercio (Ley N° del de 1991).
24. SEGUROS
24.1 El Contratista y los Sub-Contratistas deben asegurar su personal
contra accidentes de trabajo en el Banco de Seguros del Estado.
24.2 El Contratista deberá tener adecuadamente cubiertos con seguros todos los bienes requeridos para el cumplimiento del Contrato hasta el final del mismo. Sin que signifique una limitación el Contratista deberá tomar:
a) Un seguro que cubra su Responsabilidad Civil por daños a personas y
bienes;
b) Un seguro que cubra pérdidas totales y parciales del petróleo extraído por el Contratista, hasta tanto A.N.C.A.P. tome posesión del mismo.
24.3 Al momento de comenzar las operaciones costa afuera, el Contratista deberá tener una cobertura de Seguro Específico reconocido
internacionalmente por contaminación del mar, que ampare las operaciones
que realicen las plataformas y sus servicios, incluyendo los buques de
apoyo afectados, buques petroleros, oleoductos, tanque de almacenamiento
etc. Los términos del referido Seguro deberán cumplir como mínimo con las
conclusiones de la Conferencia Internacional sobre Contaminación del Mar
efectuada en Londres en 1973.
24.4 El cumplimiento de los indicado en el presente numeral, no libera al
24.5 El monto del Seguro aludido en los numerales anteriores, deberá
guardar relación con el valor promedio que rija internacionalmente para
condiciones similares en el momento de su concreción.
25. GARANTIAS DE CONTRATO
25.1 El Contratista deberá constituir las siguientes garantías: a)
Garantías para Período Exploratorio b) Garantías para Período de
Explotación.
25.2 Garantías para el Período Exploratorio
25.2.1 Dentro de los treinta (30) días a partir de la firma de
este Contrato, el Contratista consituirá a favor de A.N.C.A.P. una
garantía en Dólares Estadounidenses, -que puede ser en efectivo,
mediante aval bancario, valores públicos que coticen en bolsa u otras
garantías a plena satisfacción de A.N.C.A.P. por un valor equivalente
al veinticinco por ciento (25 %) del "Programa Exploratorio Mínimo"
que se compromete a realizar durante el Subperíodo Básico del Período
Exploratorio.
25.2.3 En el caso de que el Contratista opte por pasar al
Subperíodo de prórroga del Período Exploratorio, la garantía
establecida en el numeral 25.2.1 será sustituída por una nueva
garantía en los mismos instrumentos que la anterior, excepto que el
monto será el veinticinco por ciento (25 %) de las Inversiones
estimadas a realizarse durante este Subperíodo.
25.2.3 En el caso de que el Contratista opte por pasar al
Subperíodo de prórroga del Período Exploratorio, la garantía
establecida en el numeral 25.2.2 será sustituída por una nueva
garantía en los mismos instrumentos que la anterior, excepto que el
monto será el veinticinco por ciento (25 %) de las Inversiones
estimadas a realizarse durante este Subperíodo.
25.2.4 Cada una de estas garantías serán devueltas al Contratista
al finalizar los diferentes Subperíodos del Período Exploratorio, una
vez que hubiere demostrado que ha cumplido con todas las obligaciones
de cada Subperíodo, o cuando se diere por terminado el Contrato por
cualquiera de los motivos establecidos en el numeral 20.
25.2.5 Estas garantías se harán efectivas en caso de
incumplimiento no justificado de cualesquiera de las obligaciones del
Contratista para cualquiera de los Subperíodos del Período
Exploratorio.
25.3 Garantías para el Período de Explotación.
25.3.1 Dentro de los treinta (30) días siguientes a la iniciación
del Período de Explotación, El Contratista constituirá a favor de
A.N.C.A.P. una garantía en Dólares Estadounidenses, que puede ser: en
efectivo, mediante aval bancario, valores públicos que coticen en
Bolsa u otras garantías a plena satisfacción de A.N.C.A.P. por un
valor equivalente al cinco por ciento (5 %) de las Inversiones
estimadas para ejecutar los trabajos de desarrollo en los primeros
cinco (5) años del Período de Explotación.
25.3.2 El monto de esta garantía otorgada por el Contratista podrá
reducirse hasta un cincuenta por ciento (50 %) del monto original como
máximo, a solicitud del Contratista y por resolución de A.N.C.A.P.. La
reducción se efectuará año a año, durante los cinco (5) primeros años
del Período de Explotación y en proporción al trabajo realizado y a la
Inversión prevista.
25.3.3 Esta garantía será devuelta al Contratista en los
diferentes casos de terminación a establecido en el numeral 20 del
Contrato después de haber cumplido el Contratista con las obligaciones
convenidas y previo pago de lo estipulado si así correspondiese.
25.3.4 Esta garantía también será devuelta en caso de resolución del
Contrato por mutuo acuerdo de las Partes, por vencimiento del plazo total
o por cualquier otra causa prevista en este Contrato, previo pago por el
Contratista de las sumas que pudieran corresponder.
25.4 A.N.C.A.P. no reconocerá intereses por los depósitos de garantía,
pero los que devengaren los títulos o valores pertenecerán a sus
depositantes y estarán a disposición de éstos cuando la entidad emisora
los hiciera efectivos.
26. DISPOSICIONES VARIAS
26.1 Importación de Equipos, Maquinarias, Materiales y Utiles.
26.1.1 El régimen de entrada y salida del país y el de admisión temporaria o internación definitiva de equipos, maquinarias, materiales y útiles necesarios para las operaciones petroleras contratadas, será el previsto por el decreto-ley 14.181 del 29 de marzo de 21974 y su decreto
reglamentario.
26.2 Divisas
26.2.1 Los derechos y obligaciones del Contratista en materia de divisas se regularán por las disposiciones establecidas en el decreto-ley 14.181 del 29 de marzo de 1974 y su decreto reglamentario.
26.3 Notificaciones
26.3.1 Toda notificación o comunicación relativa al Contrato será
hecha por escrito y considerada como debidamente efectuada cuando haya sido entregada contra recibo a un representante autorizado de la otra Parte.
26.3.2 Cada parte tendrá el derecho a cambiar su dirección para los fines de las notificaciones mediante aviso dado por escrito a la otra Parte con un mínimo de diez (10) días de anticipación antes de la fecha efectiva de dicho cambio.
ANEXO 1
DELIMITACION DE LAS AREAS A CONCURSAR
En el "Mapa de ubicación de los Bloques Concursados", que acompaña
este Anexo, se determina la ubicación de las tres (3) áreas que se concursan, nominándolas como BloqueI; Bloque II y Bloque III a los cuales se les ha asignado una superficie aproximada.
La áreas que conforman dichos Bloques, están limitadas por las Líneas que se describan a continuación:
BLOQUE I: Está definido por la línea que partiendo del Punto 2 de
coordenados 35°50'00" de Lat. Sur y 55°20'00" de Long. Oeste llega al
Punto 3 de coordenadas 35°50'00" de Lat. Sur y 54°00'00" de Long Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 3, definido anteriormente, llega al Punto 5 de Coordenadas 36°30'00" de Lat. Sur y 54°00'00" de Long. Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 5 definido anteriormente llega al
Punto 6 de coordenada 36°30'00" Lat. Sur y 54°10'00" del Long. Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 6, definido anteriormente llega
al Punto 7 de coordenadas 36°40'0" de Lat. Sur y 54°10'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 7 definido anteriormente llega al
Punto 8 de coordenadas 36°40'00" de Lat. Sur y 54°30'00" de Long. Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 8 definido anteriormente, llega
al Punto 9 determinado por la intersección del Meridiano 54°30'00" con el
Límite Lateral Marítimo Argentino-Uruguayo, que corresponde en ese tramo
al segmento recto determinado por los Puntos 21 de coordenadas
37°06'00" de Lat. Sur y 54°16'30" de Long. Oeste y el Punto 1 de
coordenadas 35°38'00" de Lat. Sur y 55°52'00" de Long. Oeste, el cual
corresponde al punto medio de la Línea Punta del Este Cabo San Antonio
(Punta Rasa). (Las coordenadas aprox. del Punto 9 son 36°54'00" de Lat.
Sur y 54°30'00" de Long. Oeste).
Idem para la línea que partiendo del Punto 9, definido anteriormente,
sigue el Límite Lateral Marítimo Argentina-Uruguayo hasta el Punto 10,
determinado por la intersección de este tramo del Límite Lateral
Argentina-Uruguayo con el Meridiano 55°20'00" de Long. Oeste. (Las
coordenadas aprox. del Punto 10 son 36°08'00" de Lat. Sur y 55°20'00" de
Long. Oeste).
Idem para la que partiendo del Punto 10, definido anteriormente, llega al Punto 2 también definido anteriormente.
BLOQUE II: Está definido por la línea que partiendo del Punto 4 de
coordenadas 36°10'00" de Lat. Sur y 54°00'00" de Long. Oeste, llega al
Punto 11 de coordenadas 36°10'00" de Lat. Sur y 53°20'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 11, definido anteriormente, llega al Punto 12 de coordenadas 37°00'00" de Lat. Sur y 53°20'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 12, definido anteriormente, llega al Punto 13 de coordenadas 37°00'00" de Lat. Sur y 53°30'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 13 definido anteriormente, llega al Punto 14 de coordenadas 37°10'00" de Lat. Sur y 53°30'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 14, definido anteriormente, llega al Punto 15 de coordenadas 37°10'00" de Lat. Sur y 53°40'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 15, definido anteriormente, llega al Punto 16 determinado por la intersección del Meridiano 53°40'00" con
el tramo del Límite Lateral Marítimo Argentino-Uruguayo determinado por
el Punto 49 de coordenadas 37°24'48" de Lat. Sur y 53°34'00" de Long. Oeste y el Punto 17 de coordenadas 37°20'48" de Lat. Sur y 53°43'30" de Long. Oeste. (Las coordenadas aprox. del Punto 16 son de 37°23'00" Lat. Sur y 53°40'00" de Long. Oeste).
Continúa la delimitación del Bloque, con la serie de líneas
correspondientes al Límite Lateral Marítimo Argentino-Uruguayo que
partiendo del Punto 16, definido anteriormente, llega al Punto 17,
también definido anteriormente, sigue al Punto 18 de coordenadas 37°16'24" de Lat. Sur y 53°52'48" de Long. Oeste, sigue al Punto 19 de coordenadas 37°12'42" de Lat. Sur y 54°01'00" de Long. Oeste, sigue al Punto 20 de coordenadas 37°09'36" de Lat. Sur y 54°08'00" de Long. Oeste, sigue al Punto 21 de coordenadas 37°06'00" de Lat. Sur y 54°16'30" de Long. Oeste y sigue al Punto 9 definido anteriormente.
Idem para la que partiendo del Punto 9, definido anteriormente, llega al Punto 8 también definido anteriormente.
Idem para la que partiendo del Punto 8, definido anteriormente, llega al Punto 7 también definido anteriormente.
Idem para la que partiendo del Punto 7, definido anteriormente, llega al Punto 6 también definido anteriormente.
Idem para la que partiendo del Punto 6 definido anteriormente, llega
al Punto 5 también definido anteriormente.
Idem para la línea que partiendo del Punto 5 definido anteriormente, llega al Punto 4 también definido anteriormente.
BLOQUE III: Está definido por el segmento del Límite Lateral Marítimo
Brasil - Uruguay comprendido entre el Punto 25 determinado por la
intersección del Meridiano 52°30'00" con el límite Lateral Marítimo
Brasil - Uruguay, y el Punto 26 determinado por la intersección del
Meridiano 51°40'00" con el mismo Límite Lateral Marítimo Brasil -
Uruguay. (Las coordenadas aprox. del Punto 25 son 34°27'00" de Lat. Sur y 52°30'00" de Long. Oeste y las del Punto 26 son 34°28'00" de Lat. Sur y 51°40'00" de Long. Oeste).
Idem para la línea que partiendo del Punto 26, definido anteriormente,
llega al Punto 27 de coordenadas 35°00'00" y Lat. Sur 51°40'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 27, definido anteriormente, llega al Punto 28 de coordenadas 35°00'00" de Lat. Sur y 51°50'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 28, definido anteriormente, llega al Punto 29 de coordenadas 35°10'00" de Lat Sur y 51°50'00" de Long. Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 29 definido anteriormente llega
al Punto 30 de coordenadas 35°10'00" de Lat. Sur y 52°00'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 30, definido anteriormente, llega al Punto 31 de coordenadas 35°20'00" de Lat. Sur y 52°10'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 31, definido anteriormente, llega al Punto 32 de coordenadas 35°20'00" de Lat. Sur y 52°10'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 32, definido anteriormente, llega al Punto 33 de coordenadas 35°30'00" de Lat. Sur y 52°10'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 33, definido anteriormente, llega al Punto 34 de coordenadas 35°30'00" de Lat. Sur y 52°20'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 34, definido anteriormente, llega al Punto 35 de coordenadas 35°40'00" de Lat. Sur y 52°20'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 35, definido anteriormente, llega al Punto 36 de coordenadas 35°40'00" de Lat. Sur y 52°30'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 36, definido anteriormente, llega al Punto 37 de coordenadas 35°50'00" de Lat. Sur y 52°30'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 37, definido anteriormente, llega al Punto 38 de coordenadas 35°50'00" de Lat. Sur y 52°40'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 38, definido anteriormente, llega al Punto 39 de coordenadas 36°00'00" de Lat. Sur y 52°40'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 39 definido anteriormente, llega al Punto 40 de coordenadas 36°00'00" de Lat. Sur y 53°00'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 40, definido anteriormente, llega al Punto 41 de coordenadas 35°50'00" de Lat. Sur y 53°00'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 41, definido anterioemente, llega al Punto 42 de coordenadas 35°50'00" Lat. Sur y 53°10'00" de Long. Oeste.
Idem para la qie partiendo del Punto 42, definido anteriormente, llega al Punto 43 de coordenadas 35°30'00" de Lat. Sur y 53°10'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 43, definido anteriormente, llega al Punto 44 de coordenadas 35°30'00" de Latitud Sur y 53°00'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 44, definido anteriormente, llega al Punto 45 de coordenadas 35°20'00" de Lat. Sur y 53°00'00" de Long.
Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 45, definido anteriormente, llega al Punto 46 de coordenadas 35°20'00" de Lat. Sur y 52°50'00" de Long.
Oeste. Idem para la que partiendo del Punto 46, definido anteriormente,
llega al Punto 47 de coordenadas 34°50'00" de Lat. Sur y 52° 50'00" de Long. Oeste.
Idem para la que partiendo del Punto 47, definido anteriormente, llega al Punto 48 de coordenadas 34°50'00" de Lat. Sur y 52°30'00" de Long.
Oeste.
Idem para la línea que partiendo del Punto 48, definido anteriormente,
llega al Punto 25 también definido anteriormente.
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la
imagen electrónica del mismo"
ANEXO 2
Detalle de la Información Técnica sobre Areas a Concursar
I) Información Sísmica
a) Relevamiento sísmico efectuado por C.G.G. para A.N.C.A.P. en los años 1970-1971
Línea De S.P. A S.P. CAJAS N°
1 1 300 7
301 732 9
733 1240 9
3 433 876 6
877 1208 6
1 132 8
4 1200 793 6
1608 1201 6
3198 2809 6
396 1 6
792 397 6
2802 2413 7
2004 1609 8
2412 2005 8
5 324 1 6
768 325 8
1212 769 8
1662 1213 8
6 2 228 7
2 336 7
337 684 7
685 1044 7
1045 1404 7
1405 1752 7
2113 2472 7
2833 3192 7
85 456 8
1753 2112 9
2473 2832 9
7 1 336 6
337 696 6
697 1044 6
1045 1392 6
1393 1740 6
1741 2052 7
2053 2362 9
8 300 2 6
600 301 6
936 301 6
1272 937 6
1620 1273 6
2028 1621 6
2436 2029 6
2844 2437 6
3246 2845 6
9 1764 1393 7
252 1 8
624 253 8
1008 625 8
1397 1009 8
2116 1765 8
10 1242 1 9
11 349 719 6
706 1068 6
1369 1488 6
1489 1820 6
1 348 8
12 745 1506 8
1 744 9
13 312 1 6
709 313 6
1116 709 6
1488 1117 6
1848 1489 6
2108 1849 6
2568 2209 7
2920 1569 7
14 601 1272 8
1 600 9
1273 1872 10
15 361 732 7
1105 1476 7
1477 1896 7
1897 2224 8
1 360 9
733 1104 9
16 648 1 9
Línea De S.P. A S.P. CAJAS N°
2374 1321 10
1320 649 10
17 1 372 6
373 756 8
757 1140 8
1141 1526 8
19 1 600 7
601 1110 9
21 1 1054 9
22 268 1 7
23 1 1037 8
24/1 1 394 8
24/2 371 526 7
25 1 1026 9
26 1 628 8
27 1 810 9
28 1 412 6
29 1 561 9
30 1 272 6
31 1 376 9
32 1 966 9
33 1 358 10
34 722 1460 9
1 721 10
35 1 414 7
36 1 1110 7
37 1 420 7
38 504 839 8
1 1234 9
39 1 820 8
40 10846 1502 7
1 884 9
41 1 854 9
42 841 1698 8
1 840 9
43 1 784 8
726 1368 10
1369 1849 10
44 841 1766 8
1 840 10
45 1 854 10
46 1 1008 7
1009 2170 9
47 1 852 7
48 10722 1725 7
1 810 10
1694 2062 8
49 1 384 6
385385 1128 9
1129 1834 9
50 1 984 8
985 1790 7
51 1 624 8
625 1250 8
52 1 1266 7
53 1 696 7
697 1416 7
1417 1822 7
54 1 1720 7
55 1 697 8
698 1398 9
56 10750 1674 7
1 602 8
57 1 168 7
169 1202 9
61 1 526 7
81 1 734 9
Mapas base escala 1/250.000 (2 hojas) 10
b) Relevamiento Sísmico efectuado por GSI para EXXON en el año 1974.
Línea De S.P. A S.P. CAJAS N°
1 2001 2313 4
2321 3509 4
2 2001 2720 4
3 2001 4020 4
4 2001 2084 4
5 3392 2010 4
5226 5021 4
4992 4001 4
6 2001 2825 4
7 2001 3969 4
8 2001 2916 4
9 3200 5520 4
2020 3157 4
Línea De S.P. A S.P. CAJAS N°
10 2001 3081 4
11 2001 3886 5
12 2001 3268 5
13 2001 3390 5
6040 6444 5
4640 4001 5
14 2001 3072 5
15 2001 3300 5
16 2001 3142 5
17 2001 3572 5
18 2001 3288 5
19 2001 2916 5
20 2001 3436 5
22 2001 3916 5
24 2001 3896 5
26 2001 3892 5
29 2001 3184 5
30 2001 4260 5
31 2001 2588 5
32 2001 4246 5
33 2001 2832 5
34 2001 4420 5
35 4008 3010 5
2165 2001 5
36 2627 3023 5
2020 2623 5
37 2001 2824 5
39 2001 2816 5
41 2001 2510 5
2580 3154 5
Mapa base escala 1/500.000. 5
c) Relevamiento Sísmico efectuado por GSI para CHEVRON en el año 1975
Línea De S.P. A S.P. Cajas N°
1 1 490 10
453 1124 10
2 1 611 10
3 1 1180 10
4 1 570 10
5 1 1060 10
6 1 648 10
7 1 688 10
8 1 584 10
9 1 694 10
10 1 578 10
11 1 772 10
12 1 624 10
13 1 760 10
14 1 757 10
603 1142 10
1625 1930 10
15 1 741 10
742 1094 10
16 1 1949 10
1909 1973 10
17 1 1252 10
18 1 2239 10
19 1 473 10
20 1035 1943 10
21 1 383 10
22 1 446 10
23 1 212 10
1 323 10
24 1 263 10
350 1010 10
926 1010 10
1012 1390 10
25 1 627 10
26 1 855 10
27 1 356 10
100 1 324 10
d) Relevamiento Sísmico efectuado por WESTRN Geophysical Co.para ANCAP
en el año 1982.
Línea De S.P. A S.P. CAJAS N°
1 100 1280 1
1120 2015 1
1727 1900 1
2900 4747 1
4747 7531 1
7531 10231 1
4 1040 3692 2
Línea De S.P. A S.P. CAJAS N°
3637 4423A 2
4368 5626A 2
5510 6525A 2
6400 8219 2
8219 10174 2
5 720 2430 1
2430 4385 1
8 100 1811 1
9 46 1759 2
10 100 1818 2
11 100 544 2
489 1971 2
1825 2531 2
2173 3586 2
12 100 763 3
611 1730 3
13 100 1769 3
14 44 1697 3
15 100 1737 3
16 44 1664 3
17 100 1282 3
18 100 1579 3
19 44 1509 3
20 100 1555 3
21 44 1499 3
22 100 1407 4
22 (R) 1333 1538 4
23 100 406 4
351A 1508 4
24 100 830 4
719A 3223 4
25 100 463 4
305A 2740 4
Mapa base escala 1/200.000 Parte A
Mapa base escala 1/200.000 Parte B
e) Mapa base escala 1/50.000 constituído por sesenta y un (61)
cuadrángulos y mapa CHEVRON escala 1/250.000.
INFORMACION DE POZOS
a) Datos de Pozo
LOBO 1 - Final Wellsite Geolical Report
- Hydrocarbon Generation Log
- Source Bed Evaluation Report
- Drilling Program
- Pregress Paleoontological Report
- Five Specimes of Volcanic Rock Report
- Palynology - Thermal Alteration
GAVIOTIN 1 - Final Wellsite Geolical Report
- Hydrocarbon Generation Log
- Formation Evaluation Note
- Petrographic Report
- Foraminiferal Report
- Palynological Report
- Estudio de lámina delgada para correlacionar testigo de fondo
con cuarcitas de Formación Piedras de Afilar.
b) Perfilajes de pozo
a) POZO LOBO CAJA N°
Perfil Sónico 13
Neutrón 13
Perfil de Inducción 13
Dipmeter (Selvec) 13
Dipmeter (Quality Control Plot) 13
Listado de computadora 13
Perfil geológico de pozo 13
Composite 13
Dipmeter (All picks) 14
Dipmeter (Continuo) 14
b) POZO GAVIOTIN CAJA N°
Perfil Sónico 13
Neutrón 13
Dipmeter (Selvec) 13
Dipmeter (Quality Control Plot) 13
Listado de computadora 13
Perfil geológico de pozo 13
Composite 13
Saraband 14
Perfil de Inducción 14
b) POZO GAVIOTIN CAJA N°
Dipmeter (All Picks) 14
Dipmeter (Continuo) 14
Dipmeter (Quality Control Plot) 14
Laterlog 14
III) INFORME TITULADO "SEISMIC STRATIGRAPHIC ANALYSIS AND HYDROCARBON
POTENTIAL OF THE PUNTA DEL ESTE BASIN OFFSHORE URUGUAY" producido por
ARVEC Consulting Ltd. y STOAKES CAMPBELL Geoconsulting Ltd. patrocinado
por PETROCANADA INTERNACIONAL ASSISTANCE CORPORATION, incluyendo los
Appendix 1 y 2 (Caja N° 15).
ANEXO 3
GARANTIA DE MANTENIMIENTO DE OFERTA
Establécese en U$S 100.000 (cien mil dólares estadounidenses) el monto de la Garantía de Mantenimiento de Oferta que se otorgará a la orden de
A.N.C.A.P. y que se podrá efectuar en cualquiera de las formas que se
indican a continuación:
a) En efectivo, que será depositado en la Tesorería de A.N.C.A.P. (Planta Principal del Edificio A.N.C.A.P.);
b) En Valores Públicos de la República Oriental del Uruguay que
deberán ser depositados a nombre del oferente en el Banco de la República Oriental del Uruguay y a la orden de A.N.C.A.P..
Los valores Públicos se computarán por su valor nominal a los fines de
calcular el monto a garantir;
c) Se podrá otorgar también la garantía por fianza o aval bancario. Dicho documento deberá redactarse en la forma que se establece a continuación:
"Por el presente documento nos obligamos a favor de A.N.C.A.P. cubriendo la cantidad de U$S 100.000 (cien mil dólares estadounidenses) para responder a las obligacioanes de la firma..... emergentes de su condición de proponente en el Concurso de Ofertas para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la Plataforma Continental de la República Oriental del Uruguay. Consiste nuestra obligación en entregar a su simple
requerimiento, la suma que ésta reclama dentro de la expresada cantidad
para responder al concepto referenciado. La duración de este compromiso
será hasta el momento en que A.N.C.A.P. preste su conformidad escrita al
cumplimiento dado a sus obligaciones por la firma...... Por el Banco.....
Nota:
A.N.C.A.P. no reconocerá intereses por los depósitos de garantía, pero los que devengaren los títulos o valores pertenecerán a sus depositantes
y estarán a disposición de éstos cuando la entidad emisora los hiciera
efectivos.
ANEXO 4
DATOS DEL OFERENTE Y REPRESENTANTE
1° Denominación del Oferente .......................
a) Domicilio de la Sede ............................
b) Dirección postal ................................
c) Número telefónico ...............................
d) Télex ...........................................
e) Fax .............................................
2° Cuando el Oferente fuere un Consorcio y otro tipo de Asociación,
sis integrantes deberán pactar en el Contrato Consorcial o de Asociación, su responsabilidad solidaria tanto en forma activa como pasiva respecto a
A.N.C.A.P. El Contrato que eventualmente se suscriba con A.N.C.A.P.,
recogerá expresamente esa solidaridad.
3° Del representante
Las empresas seleccionadas para presentar ofertas deberán designar un
representante(s) en el Uruguay, !portando los siguientes antecedentes:
a) Carta poder que acredita la representación.
b) Documentación de identidad del representante.
c) Domicilio, dirección postal, télex y fax en Montevideo.
ANEXO 5
CARTA OFERTA
Lugar y fecha
Señor Presidente de A.N.C.A.P.
Montevideo - República Oriental del uruguay
La firma............. se presenta al Concurso de Ofertas para la
adjudicación de Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos
en Areas Costa Afuera (Offshore) de la República Oriental del Uruguay y;
1° Declara:
a) Conocer y aceptar las Bases del Concurso (Segunda Etapa), como
asimismo las modificaciones y consultas aclaratorias realizadas;
b) Conocer y aceptar las leyes, disposiciones y reglamentos
vigentes en le República Oriental del Uruguay que puedan tener bajo
cualquie forma, relación con las obligaciones emergentes del Concurso
y del Contrato;
c) Que renuncian a cualquier reclamación o indemnización en caso
de haber interpretado erróneamente los documentos del Concurso;
d) Que aceptan que A.N.C.A.P. no está obligada a adjuntar el
Concurso a ninguno de los Oferentes y que A.N.C.A.P. no reintegrará los
gastos en que hayan incurrido los mismos para presentar sus ofertas.
2° Se compromete:
a) a ejecutar el "Programa Exploratorio Mínimo" del Subperíodo
Básico del Período Exploratorio que en el Anexo 6, de acuerdo con los
términos que se establezcan;
b) En caso de llegarse a la Explotación de algún yacimiento,
aceptar como única compensación por todas las operaciones petroleras
pertinentes, la participación de la producción que surja de las
condiciones establecidas en el Anexo 7 con las modificaciones que se
acuerden en las negociaciones de la Tercera Etapa del Concurso, sujeta
al régimen tributario vigente.
Saluda a Ud. muy atentamente.,
Firma el Oferente
ANEXO 6
PROGRAMA EXPLORATORIO MINIMO
La firma ............, de acuerdo a lo establecido en el numeral 5.2 del Pliego de Condiciones Particulares del Concurso de Ofertas para la
adjudicación de Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos
en áreas costa afuera (Offshore) de la República Oriental del Uruguay, se
compromete a la realización durante el Subperíodo básico del Período
Exploratorio del Programa Exploratorio Mínimo" que propone a
continuación:
--------------------------
Firma del Oferente
ANEXO 7
RETRIBUCION EN PETROLEO AL CONTRATISTA
1. La parte correspondiente al Contratista de la producción real de
petróleo (definida en 3.29), proveniente de un campo de producci´n
(definido en 3.32), en retribución por las operaciones del contrato
estará integrada en cada trimestre por:
A. Petróleo para recuperación de sus costos (Cost-oil)
Se dispondrá de hasta un 60% (sesenta por ciento) de la producción
real de petróleo para descontar los gastos, costos e inversiones en
que haya incurrido el Contratista desde la firma de Contrato según se
establece en el numeral 3 de este Anexo.
Cuando los costos a recuperar en el trimestre considerado
requieran una cantidad de petróleo menor que el tope establecido, el
excedente pasará a formar parte del petróleo a a repartirse entre
A.N.C.A.P. y el Contratista según se establece en el parágrafo
siguiente (B).
B. Petróleo a repartir entre A.N.C.A.P. y el Contratista (Profit-
oil).
El Contratista tendrá derecho a un porcentaje del petróleo
restante de la producción real después de descontar la cantidad
efectivamente aplicada a la recuperación de costos. Este porcentaje
será el determinado en base al Cuadro A y las instrucciones que lo
complementan y que forman parte de este Anexo.
Los porcentajes en el Cuadro A serán establecidos por los oferentes
y constituirán uno de los principales elementos de la Oferta. Estos
porcentajes podrán modificarse en la Tercera Etapa de este Concurso en
que se procesa a las negociaciones previas o otorgar el Contrato.
Las determinaciones del petróleo correspondiente a ambas partes
contratantes serán realizadas trimestralmente.
El petróleo que reciba el Contratista por ambos conceptos valuado
según se establece en el numeral 2 de este Anexo determinará el
ingreso del Contratista por las operaciones de este Contrato.
2. Valuación del petróleo
El Precio del petróleo a los efectos de: a) la determinación del ingreso del Contratista; b) de la determinación del volumen de petróleo asignado a la recuperación de sus costos y c) a las transaciones de
compra venta entre ambas partes estará fijado en dólares de los Estados Unidos en condiciones F.O.B. (Uruguay) de manera que refleje el valor
real del mercado internacional.
Los precios se determinarán mensualmente para aplicarse a la
producción correspondiente al mes considerado.
3. Petróleo aplicado a la recuperación de costos (Cost-oil)
3.1 Del total de la producción real de petróleo (definida en
3.29), producida trimestralmente, el Contratista tendrá derecho a una
cantidad que valuada al precio promedio del trimestre según el
criterio establecido en el numeral 2 de este Anexo recupere sus
costos, en base a los criterios establecidos en los parágrafos
siguientes. En cada trimestre podrá aplicarse hasta un 60% (sesenta
por ciento) de la producción a esos efectos, transfiriéndose el saldo
no recuperado de sus costos al trimestre siguiente.
Registración de gastos costos e inversiones.
A los efectos de determinar los costos a recuperar por el
Contratista, éste llevaráq una registración de los mismos en dólares
de los Estados Unidos, transformando todos los gastos realizados en
otras monedas en la fecha en que se producen los desembolsos.
El procedimiento de registración será presentado a consideración y
aprobación del Comité Técnico.
3.3 -Gastos, costos e inversiones aplicables a la recuperación de
costos.
En principio serán todos los gastos que surjan del Programa de
Trabajo y de Presupuesto anual aprobado por el Comité Técnico.
Podrán rechazarse aquellos incrementos en los gastos que no hayan
sido debidamente justificados y aprobados por el Comité Técnico.
Los gastos incurridos previamente a la firma del Contrato no serán
recuperables.
A partir del trimestre de inicio de la producción se recuperarán
durante cada trimestre los desembolsos siguientes:
Gastos y costos
- Los gastos y costos incurridos en la operación de producción.
- Los gastos y costos del trimestre en curso incurridos en el
desarrollo de los yacimientos declarados comerciales en el área del
Contrato.
- Los gastos y costos incurridos en Exploración (Posteriores al
inicio de la producción).
- Los gastos y costos incurridos en la Fase de Desarrollo previs
al inicio de la producción.
Costos de Capital
- Las Inversiones del Período de Exploración. (Correspondientes a
la capitalización de los gastos y costos previos al inicio de la
producción).
- Las Inversiones de la Fase de Desarrollo y de la Fase de
Producción en 16 (dieciseis) alícuotas trimestrales a partir del
inicio de la Producción o del trimestre en que se incurrieron. Estos
costos de capital corresponderán a aquellos activos físicos cuya vida
útil sobrepase el año.
El saldo no recuperado en cada trimestre de los gastos, costos e
Inversiones, por agotamiento del tope del 60% de la producción real,
será transferido al trimestre siguiente y así sucesivamente.
3.4 Limitaciones a los costos a recuperar
No serán aplicables gastos generales ni "overheads" de la casa matriz
o de subsidiarias radicadas fuera del Uruguay.
Los salarios y gastos incurridos en trabajos o estudios realizados fuera de Uruguay aplicados a la operación en el área del Contrato serán
recuperables en tanto figuren en el presupuesto aprobado, se haya
acordado el costo horario de las categorías de técnicos, intervinientes y se comunique mensualmente el detalle de los gastos incurridos.
Los pagos por intereses sobre préstamos serán reconocidos en tanto su tasa no supere un tope sobre la tasa LIBOR a negociar y en tanto el plan
financiero de cada año haya sido presentado y aprobado conjuntamente con
el Programa de Trabajo y el Presupuesto correspondiente.
3.5 - Costos de Perforación y Relevamientos
Los costos de mano de obra, materiales y servicios incurridos en la
perforación de pozos exploratorios, de delineación, desarrollo y
producción no serán considerados costos de capital.
Los costos de relevamiento geofísicos, gravimétricos, mangetométricos,
sísmicos, etc., no serán considerados costos de capital.
Estos costos serán por lo tanto recuperados en el trimestre de inicio de la producción o en el trimestre en que se incurren según cual sea último.
3.6 - Auditorías
A.N.C.A.P. (Profit-oil).
Los oferentes indicarán en el Cuadro A los porcentajes que solicitan del petróleo definido en el numeral 1 (B) de este Anexo.
Estos porcentajes serán establecidos tomando en cuenta los criterios que se exponen en los puntos siguientes:
4.1 El Cuadro A será aplicado separadamente a cada campo de producción
(según definición en 3.32).
4.2 Para cada trimestre calendario se determinará el promedio de la
producción diaria por pozo de un determinado campo de producción,
expresado en barriles por día calendario, dividiendo la producción real
del trimestre por el número total de pozos en producción de petróleo en
tal campo.
A los efectos de los ajustes correspondientes se tendrán en cuenta los
siguientes casos:
a) Un pozo que produjo petróleo durante un trimestre entero incluyendo
tiempo inoperativo normal será contado como un pozo en producción.
b) Un pozo que produjo petróleo por menos de un trimestre entero
debodo a un comienzo retardado o por estar cerrado indefinidamente por razones mecánicas o por condiciones del reservorio, será contado como un pozo en producción fraccionado en proporción al tiempo verdadero que produjo, incluyendo tiempo inoperativo normal.
c) Si un pozo estuviera cerrado porque ambas partes o A.N.C.A.P. no puedan retirar su porción de producción disponible, tal pozo será considerado como pozo en producción durante el período que estuvo
cerrado.
4.3 en la escala vertical exterior a lo largo del lado izquierdo del
Cuadro A se consideran las Reservas Recuperables (Según definidas en el
numeral 3.30) para el determinado campo de producción expresadas en millones de barriles.
Dichas Reservas Recuperables serán reajustadas anualmente por el
Comité Técnico.
4.4 Para cualquier trimestre determinado, el porcentaje que le corresponda al Contratista de la parte de petróleo a repartir con A.N.C.A.P. (Profit-oil) para un determinado campo de producción, será determinado de acuerdo con los porcentajes especificados en el Cuadro A por el siguiente procedimiento.
Estimadas las Reservas Recuperables del campo de producción se determinará a qué rango de reservas corresponde.
Para determinar en cada trimestre el porcentaje a aplicarse según el
promedio de la producción diaria por pozo se procederá como sigue:
- Se tomará el porcentaje establecido en la columna de 1200 bpd cuando el promedio de la producción diaria por pozo resulte menor a esa producción y se tomará el porcentaje que se indique en la columna de 7500 bdp cuando se supere esta producción.
- Cuando el promedio de la producción diaria por pozo tenga un valor
intermedio al fijado en dos columnas contiguas, el porcentaje se obtendrá
por interpolación lineal de los mismos, redondeado al centésimo de por
ciento.
5. Dado que la Reserva Recuperable estimada de un campo establecida
por el Comité Técnico puede variar de año a año a medida que se obtenga mayor información, las Reservas Recuperables estimadas para cada año
serán consideradas retroactivamente desde el comienzo de la producción.
Se efectuará un reajuste para permitir que la parte que recibió un
//información ilegible en el original// anteriores, sea compensada.
A tal fin podrá retirr en especie, al ritmo que se convenga y hasta un
veinte por cieto (20%) de la porción anual de petróleo de la parte que
recibió un volúnen superior, hasta que las porciones correspondientes a
las partes se equilibren.
CUADRO A (ANEXO 70
PORCENTAJE SOLICITADO POR EL OFERENTE DEL PETROLEO A REPARTIR CON ANCAP
(PROFIT-OIL)
"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la
imagen electrónica del mismo"
LOS PORCENTAJES A SOLICITAR SE APROXIMARAN AL DECIMO POR CIENTO.
PARA LOS PROMEDIOS DE PRODUCCION DIARIA POR POZO DE CADA TRIMESTRE, ENTRE 1200-300 bpd y 3000 - 7500 bpd, SE INTERPOLARA LINEALMENTE ENTRE
LOS CORRESPONDIENTES PORCENTAJES SOLICITADOS.
ANEXO 8
LEGISLACION APLICABLE
En este Anexo se detallan a título enunciativo pero no limitativo, las
normas jurídicas vigenes en la República Oriental del Uruguay respecto
de los aspectos fundamentales que hacen a la Exploración y Explotación de
Hidrocarburos.
1) Normas sobre Hidrocarburos
- Decreto ley 14.181 de 29 de marzo de 1974.
- Decreto ley 15.242 (Código de Minería) de 8 de enero de 1982,
y su decreto reglamentario 110/982 de 26 de marzo de 1982.
- Decreto ley 14.145 de 25 de enero de 1974.
2) Normas sobre Límites laterales Marítimos y Delimitación de la
Plataforma continental de la República Oriental del Uruguay.
- Ley 13.833 de 29 de diciembre de 1969.
- Decreto ley 14.145 de 25 de enero de 1974.
- Decreto ley 14.163 de 7 de marzo de 1974.
3) Normas sobre Protección del Medio Ambiente
- Ley 13.833 de 29 de diciembre de 1969.
- Decreto ley 14.145 de 25 de enero de 1974.
- Decreto ley 14.885 de 25 de abril de 1980 (MARPOL 73/78)
- Decreto 436/980 de 19 de agosto de 1980.
- Ley 15.955 d e 8 de junio de 1988
4) Normas sobre Sociedades Comerciales.
- Ley 16.060 de 4 de setiembre de 1990.
- Decreto 335/990 de 26 de julio de 1990.
- Ley 16.125 de 6 de agosto de 1990.
- Decreto 103/991 de 27 de febrero de 1991.
- Decreto 104/991 de 27 de febrero de 1991.