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PODER EJECUTIVO
MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y MINERÍA

Resolución 188/013

Autorízase a ANCAP la contratación directa con la firma Petroleum
Geophysical AS, para la realización de un "Contrato Multicliente para la
ejecución, mercadeo y participación en los ingresos de un programa para la
adquisición y procesamiento de datos sísmicos tridimensionales en Costa
Afuera del Uruguay" no exclusivo.
(699*R)

MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y MINERÍA

                                           Montevideo, 11 de Abril de 2013

VISTO: la gestión realizada por la Administración Nacional de Combustibles
Alcoholes y Pórtland, en la que solicita la autorización para la
contratación directa con la firma Petroleum Geophysical AS, una empresa de
PETROELUM GEO SERVICES, para la realización de un "Contrato multicliente
para la ejecución, mercadeo y participación en los ingresos de un programa
para la adquisición y procesamiento de datos sísmicos tridimensionales en
Costa Afuera del Uruguay" no exclusivo.

RESULTANDO: I) que ANCAP suscribió contratos, con fecha del 5 de octubre
de 2012, con las empresas petroleras BG, BP, TOTAL y TULLOW OIL, como
resultado de la Ronda Uruguay II para la exploración y explotación de
hidrocarburos en la plataforma continental de Uruguay;

II) que las empresas petroleras mencionadas comprometieron como trabajo
exploratorio el levantamiento y procesamiento de una importante área de
sísmica 3D;

III) que en este contexto, empresas de servicio tomaron contacto con ANCAP
y con las empresas petroleras para realizar los trabajos comprometidos,
ofreciendo para ello la posibilidad de realizarlo bajo la modalidad de
contrato multicliente;

IV) que PGS fue la única empresa que formalizó una propuesta a ANCAP para
la firma de un "Contrato multicliente para la ejecución, mercadeo y
participación en los ingresos de un programa para la adquisición y
procesamiento de datos sísmicos tridimensionales en Costa Afuera del
Uruguay";

V) que BP y TULLOW OIL manifestaron formalmente a ANCAP su interés de
cumplir con sus obligaciones exploratorias en lo que refiere a sísmica 3D
a través del licenciamiento de datos. Además, dichas empresas indicaron su
preferencia por el proveedor de servicios Petroleum Geo-Services (PGS)
dada su liderazgo en la industria en cuanto a tecnologías de adquisición y
procesamiento de sísmica 3D;

VI) que conforme lo dispuesto en los Decretos-Leyes N° 14181 y 15242
compete al Poder Ejecutivo la definición de la política relativa a fuentes
de energía y especialmente a la prospección de hidrocarburos;

VII) que según la normativa citada la Administración Nacional de
Combustibles Alcohol y Pórtland es el Ente competente para ejecutar todas
las actividades, negocios y operaciones de la industria de hidrocarburos,
no obstante lo cual le compete al Poder Ejecutivo el otorgamiento de la
autorización para una contratación directa en esta materia.

CONSIDERANDO: I) que se entiende conveniente la utilización de un contrato
multicliente con PGS para el relevamiento de sísmica 3D por cuanto: a) la
empresa PGS es líder en la industria petrolera en cuanto a tecnología de
adquisición y procesamiento sísmico 3D, lo que garantiza la calidad
técnica de los resultados obtenidos; b) la utilización de esta modalidad
contractual representa ingresos netos para ANCAP desde la venta de la
primer licencia;

II) que PGS asume todos los costos y riesgos de la adquisición y
procesamiento de los datos, por lo que la presente contratación propuesta
no implica gastos para ANCAP;

III) que PGS tiene el derecho no exclusivo de realizar el programa para la
adquisición y el procesamiento de datos sísmicos 3D en el offshore de
Uruguay y tendrá el derecho exclusivo de comercializar la información
durante 10 años.

ATENTO: a lo dispuesto en el art. 5 de la ley N° 14181 y artículos 66 y
siguientes de la ley N° 15242 en la redacción dada por la Ley N° 18.813.

                      EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA;

                                RESUELVE:

1

 Autorizar a la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland
a la contratación directa con la firma Petroleum Geophysical AS, una
empresa de PETROELUM GEO SERVICES, para la realización de un "Contrato
multicliente para la ejecución, mercadeo y participación en los ingresos
de un programa para la adquisición y procesamiento de datos sísmicos
tridimensionales en Costa Afuera del Uruguay" no exclusivo.

2

 Aprobar los términos del Contrato a suscribirse entre la Administración
Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland, Petroleum Geophysical AS que
se acompaña.

3

 Comuníquese, publíquese y pase a la Administración Nacional de
Combustibles Alcohol y Pórtland.
JOSÉ MUJICA, Presidente de la República; ROBERTO KREIMERMAN.

                                 CONTRATO

    PARA LA EJECUCIÓN, MERCADEO Y PARTICIPACIÓN EN LOS INGRESOS DE UN

 PROGRAMA PARA LA ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS SÍSMICOS 3D EN EL
                           OFFSHORE DE URUGUAY

                                  ENTRE

                                  ANCAP
                                    Y
                            PGS GEOPHYSICAL AS

El presente CONTRATO se suscribe, y entra en vigencia el día ... del mes
de ... de 2012, entre POR UNA PARTE: Petroleum Geophysical AS una compañía
constituida en Noruega, con oficinas principales en Stranveien 4, 1326
Lysaker, Noruega y representada por Alex Vartan en su calidad de
Vicepresident, NSA Region-South America MultiClient Sales ("PGS"); y POR
OTRA PARTE: la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland,
una empresa estatal de Uruguay cuyo domicilio social es Paysandú, sin
número, esquina de Av. Libertador Brig. Gral. Lavalleja, C.P. 11100,
Montevideo, Uruguay ("ANCAP") representada en este acto por ... y por ...,
en sus calidades respectivas de Presidente del Directorio y Secretario
General.

CLÁUSULA PRIMERA - OBJETO

El objeto de este Contrato es determinar los términos y condiciones bajo
los cuales:

1.1 PGS tendrá el derecho no exclusivo de realizar el programa para la
adquisición y procesamiento de datos sísmicos tridimensionales en el
offshore (Costa Afuera) de Uruguay (el "Programa") como se define en el
Anexo 1, según especificaciones técnicas que se describen en el Anexo 2, a
su propio costo y riesgo, y PGS tendrá el derecho exclusivo de otorgar
licencias de los datos geológicos y geofísicos adquiridos (los "Datos"),
incluyendo el documento que los contenga y organice (el "Informe"), a
terceros.

1.2 Por otra parte, ANCAP y PGS acordarán la "Participación en los
Ingresos" por concepto de los cánones recibidos de las licencias de los
Datos a terceros.

CLÁUSULA SEGUNDA - La propiedad de los Datos

ANCAP será propietaria de los Datos y proporcionará a PGS los derechos
exclusivos para otorgar las licencias de los Datos a terceras partes.
ANCAP recibirá una copia de los datos crudos (GeoStreamer® P-UP Data según
se define en el Anexo 4 adjunto) y de los datos procesados (incluyendo
todos los productos intermedios o adicionales objeto de las licencias), y
dos (2) copias del Informe, dentro de los tres (3) meses posteriores a la
finalización del Programa. Los datos se suministrarán en un formato
estándar. ANCAP tendrá el derecho de reprocesar y reinterpretar los Datos
con cualquier compañía de servicios, siempre que de cumplimiento con las
disposiciones del Anexo 4 adjunto y con el acuerdo de confidencialidad
establecido en la Cláusula Tercera de este contrato. ANCAP tendrá el
derecho de usar los Datos, incluyendo mapas y gráficos, en trabajos
científicos y técnicos a ser publicados en conformidad con PGS.

A los efectos del otorogamiento de licencias de los Datos a terceras
partes, PGS usará modelos de licenciamiento estándares de la industria, en
idioma inglés; lo que ANCAP declara conocer y aceptar.

CLÁUSULA TERCERA - Confidencialidad de los Datos

PGS y ANCAP garantizan que mantendrán y harán que su personal, Directores,
agentes, consultores, asesores, consejeros y colaboradores en general,
mantengan la estricta confidencialidad de los Datos. A menos que se
acuerde por escrito entre ANCAP y PGS, toda la información derivada del
Programa, incluyendo la interpretación, los mapas y el Informe, deberán
mantenerse confidenciales entre las partes y no serán divulgadas a ninguna
persona, firma, corporación, o cualquier otra entidad.

Las obligaciones establecidas precedentemente no serán aplicables en las
situaciones siguientes:
3.1 Cuando la información recibida haya ingresado al dominio público, sin
que ANCAP o PGS o alguien de su personal, directores, agentes,
consultores, consejeros, asesores o colaboradores en general haya sido
responsable de ello y dicha información no haya ingresado al dominio
público como consecuencia de un incumplimiento de la licencia con PGS por
parte de un comprador o Licenciatario;

3.2 Si la información es solicitada por algún organismo gubernamental o
jurisdiccional o alguna Bolsa de Valores;

3.3 Si PGS publica extractos seleccionados de los Datos y/o del Informe
con el fin de generar ventas, estos extractos seleccionados (imágenes
idénticas) pueden ser divulgados por ANCAP;

3.4 Si PGS hace presentaciones de los Datos y/o del Informe a posibles
compradores;

3.5 Cuando PGS haya finalizado y suscrito un contrato de licencia con un
comprador.

Todos los datos e información proporcionados por ANCAP para su uso en el
Programa se mantendrán bajo estricta confidencialidad por parte de PGS y
no serán copiados para propósito alguno ajeno al Programa.

Bajo ningún concepto las copias de los Datos y/o del Informe en poder de
ANCAP podrán ser vendidos, se ser objeto de de licencia a terceros por
ANCAP, en ninguna circunstancia, durante la vigencia del presente
Contrato.

Cualquier análisis o interpretación adicional de los Datos o cualquier
actualización del Informe durante la vigencia de este Contrato será
resultado de común acuerdo entre ANCAP y PGS.

CLÁUSULA CUARTA - Custodia y uso de los Datos

Todos los Datos, incluidos los Datos reprocesados, serán mantenidos y
estarán bajo custodia de PGS, en sus oficinas, durante la vigencia del
presente Contrato. Al terminar este Contrato, todos los Datos, incluyendo
los Datos reprocesados serán transferidos a ANCAP; sin embargo, PGS podrá
conservar una copia de los Datos hasta el momento en que todas las
licencias vendidas con anterioridad hayan caducado, en el entendido de que
PGS sólo utilizará dichas copias para ayudar a los compradores con
preguntas y/o problemas encontrados con los Datos proporcionados
previamente. Al vencimiento/terminación de dichas licencias, PGS destruirá
cualquier copia de los Datos en su poder en ese momento.

CLÁUSULA QUINTA - Roles y responsabilidades en la ejecución del Programa

ANCAP:

5.1 Proporcionará a PGS los datos e información necesarios para el diseño
del Programa, en tanto no contravenga otros acuerdos y compromisos de
confidencialidad.

5.2 Cooperará con PGS en la gestión de los permisos necesarios con los
eventuales titulares de contratos de exploración y explotación de
hidrocarburos en las áreas donde se desarrollará el Programa.

5.3 Cooperará con PGS para la gestión de las autorizaciones necesarias por
parte de las entidades marítimas, pesqueras y cualesquier otras entidades
gubernamentales con jurisdicción respecto a las áreas donde se llevará a
cabo el Programa y concernientes a las operaciones involucradas en el
mismo, asi como para la coordinación y comunicación en la fase de
adquisición del Programa, con dichas entidades y otras partes interesadas.
Para ello, ANCAP podría solicitar a PGS la documentación e información
técnica acerca del Programa previamente a su inicio, o durante y después
de que haya concluido la adquisición.

PGS:

5.4 Conducirá todas las operaciones y actividades necesarias para ejecutar
el Programa dentro de los plazos estipulados y establecidos en la Cláusula
Séptima, de acuerdo con las especificaciones técnicas descritas en el
Anexo 1.

5.5 Proporcionará a ANCAP una copia de los Datos crudos, según se describe
en la Cláusula Segunda "La propiedad de los Datos" (Datos GeoStreamer®
P-UP según se define en el Anexo 4), y de los productos de procesamiento
por vía rápida y/o intermedia antes de que el Programa se haya completado
-siempre y cuando dichos datos estén completos.

5.6 Conservará dos (2) copias de los Datos y del Informe para referencia
futura, sujeto a lo previsto en la Cláusula Tercera "Confidencialidad de
los Datos".

5.7 Permitirá y facilitará las tareas de seguimiento del Programa por
representantes de ANCAP y por representantes de otras autoridades
nacionales, si fuese necesario. En la fase de adquisición del Programa,
esto incluye el traslado a los barcos y la provisión de espacios de
alojamiento y trabajo adecuados para estos representantes, cuando sea
necesario. Para mayor claridad, el traslado a los barcos deberá ser
coordinado con el transporte de cambio de tripulación programado siempre
que sea posible. En la fase de procesamiento PGS, permitirá y facilitará
las actividades de seguimiento por representantes de ANCAP y los únicos
costos que PGS no cubrirá serán el transporte, alojamiento y los gastos de
manuntención de los representantes de ANCAP.

5.8 Solicitará y recabará la autorización de los respectivos titulares de
los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos en las áreas
donde se realizará el Programa para la adquisición de Datos, dentro de las
jurisdicciones de dichos contratos.

5.9 Solicitará y recabará las autorizaciones de las autoridades marítimas,
pesqueras y cualesquier otras autoridades con jurisdicción respecto a las
áreas donde se realizará el Programa. Suministrará a ANCAP la información
y documentación requeridas por cualquiera de estas autoridades o cualquier
otra parte interesada (v.gr. operadores de cables submarinos), a fin de
coordinar la fase de adquisición del Programa.

PGS y ANCAP trabajarán mancomunadamente para determinar un programa de
capacitación apropiado para dos (2) aprendices del área de geociencias
designados por ANCAP, a llevarse a cabo durante la ejecución del Programa
objeto de este Contrato. Los gastos incurridos por el programa de
capacitación serán responsabilidad de PGS, y los únicos costos que no
cubrirá serán el traslado, alojamiento y los gastos de manutención,
generados fuera del Uruguay, de los aprendices de ANCAP.

CLÁUSULA SEXTA - Garantías y limitaciones de responsabilidad

ANCAP asegura a PGS que tiene plena autoridad y potestad para otorgar los
derechos tal como se definen en el presente Contrato,
PGS asume la plena responsabilidad por los resultados de las actividades
incluidas en el Programa efectuado por PGS para el cumplimiento del
presente Contrato, y por este medio se compromete a eximir de
responsabilidad a ANCAP por cualesquier demanda, causa de acción, daños o
cualesquier otra responsabilidad que surja de tales actividades;
considerando, sin embargo, que PGS no otorga representaciones o garantías,
expresas o implícitas, ni garantiza los resultados del uso de los equipos,
cintas, Datos ni del desempeño de cualquiera de los servicios o estudios
sísmicos ni de cualquier otro informe (colectivamente, "el Trabajo"). En
la medida de lo máximo permitido por la ley aplicable, PGS por medio del
presente documento renuncia, niega y rechaza, y ANCAP por medio de este
documento renuncia a cualquier reclamación o causa de acción alguna basada
en, cualesquier garantías o representaciones con respecto al Trabajo. El
personal de PGS ejercerá su buen juicio en virtud de las condiciones
prevalencientes según su leal saber y entender. Cualquier recomendación,
interpretación, opinión o informe por parte de PGS o sus empleados estarán
basados en entendimientos en cuanto a las condiciones y en inferencias y
suposiciones que están sujetas a error, y con respecto a las cuales,
analistas situados de manera similar pueden diferir. En consecuencia, PGS
no puede y de hecho no representa, garantiza ni asegura los resultados,
precisión ni la exactitud de cualquiera de dichas recomendaciones,
interpretaciones u opiniones que surjan del Trabajo. Cualquier acción
tomada por ANCAP con base en cualquiera de los resultados del Trabajo será
bajo su propia responsabilidad y su propio riesgo. PGS no asume ninguna
responsabilidad y no otorga ninguna representación, garantías ni
seguridad, incluyendo sin limitación cualesquier garantías expresas o
implícitas de comerciabilidad, condición, durabilidad, diseño, capacidad,
facilidad de operación, defectos, integridad, adecuabilidad, idoneidad
para un propósito o uso particulares, utilidades, productividad,
operaciones adecuadas ni sobre la rentabilidad de cualquier parte del
Trabajo.

Bajo ningún concepto PGS será responsable ante ANCAP con relación a daños
punitivos, indirectos, especiales, incidentales o consecuenciales,
incluidos sin carácter limitativo, los daños por pérdida de producción,
pérdida de ingresos, pérdida de producto, lucrocesante, pérdida de
negocios o interrupciones de negocios, daños ejemplares o punitivos,
resultantes o emanados de la adquisición, procesamiento y todas las demás
actividades incluidas en el Programa o del uso de los Datos; y PGS se
compromete expresamente a no alegar garantías generales ni específicas,
expresas o implícitas, con relación a la precisión, utilidad y calidad de
los Datos ni su idoneidad para cualquier uso o propósito en particular.
PGS no asume responsabilidad alguna de ningún tipo por el uso de los
Datos.

Bajo ningún concepto ANCAP será responsable ante terceros con relación a
daños punitivos, indirectos, especiales, incidentales o consecuenciales,
incluidos sin carácter limitativo, los daños por pérdida de producción,
pérdida de ingresos, pérdida de producto, lucrocesante, pérdida de
negocios o interrupciones de negocios, daños ejemplares o punitivos,
resultantes o emanados de la adquisición, procesamiento y todas las demás
actividades incluidas en el Programa. Todos los Datos serán licenciados a
terceras partes entendiéndose y acordándose que PGS y ANCAP no serán
responsables de ninguna acción realizada ni gasto efectuado por terceros y
sus grupos de exploración resultantes del estudio, evaluación,
interpretación o uso de los Datos, y las terceras partes exonerarán,
defenderán e indemnizarán a PGS y a ANCAP de y contra cualquier demanda o
responsabilidad que de ellos emanara.

ANCAP declara que en el marco del presente Contrato no se otorga ningún
derecho sobre el petróleo y/o gas, u otros minerales, ni se autoriza
cualquier otra actividad de exploración en las áreas cubiertas por los
Datos a algún individuo, empresa o tercera parte.

PGS garantiza que los medios en los cuales se entregarán los Datos no
tendrán defectos y que los Datos estarán debidamente registrados en tales
medios.

CLÁUSULA SÉPTIMA - Vigencia y finalización del Contrato

El Contrato tendrá una duración de diez (10) años contados desde la firma
del Contrato. ANCAP tendrá derecho exclusivo de prorrogarlo por un plazo
adicional de hasta cinco (5) años.

PGS tendrá un plazo no mayor de seis (6) meses desde la firma del Contrato
para comenzar los trabajos descrito en el mismo y ANCAP tendrá el derecho
exclusivo de rescindirlo si no se cumple esta condición.

PGS tendrá un plazo no mayor de 24 meses desde la firma del Contrato para
completar la fase de adquisición del Programa y entregar los Datos P-UP, y
ANCAP tendrá el derecho exclusivo de rescindir el Contrato si no se cumple
esta condición. En caso de que el Programa se aumente de común acuerdo con
ANCAP, en virtud de lo descrito en el Anexo 1, este plazo podrá ser
prorrogado proporcionalmente al aumento de la cobertura total en
kilómetros cuadrados.

PGS tendrá un plazo no mayor de treinta (30) meses desde la firma del
Contrato para completar la fase de procesamiento del Programa y entregar
los Datos procesados, según se describe en la Cláusula Segunda "La
propiedad de los Datos" y ANCAP tendrá el derecho exclusivo de rescindir
el Contrato si no se cumple esta condición. En caso de que el Programa se
aumente, de acuerdo con ANCAP en virtud de lo descrito en el Anexo 1, este
plazo podrá ser prorrogado proporcionalmente al aumento de la cobertura
total en kilómetros cuadrados.

De conformidad con las disposiciones de la Cláusula Cuarta, al terminar
este Contrato -sea al finalizar su vigencia o por rescisión del mismo-
todos los Datos incluyendo los reprocesados serán transferidos a ANCAP y
PGS deberá destruir cualquier copia de los datos en su poder en ese
momento.

El cómputo del plazo no mayor de 24 meses para completar la adquisición
deberá suspenderse en caso de que la adquisición se haya demorado debido a
una Causa Extraña No Imputable a ANCAP o PGS. Para los efectos del
presente Contrato, "Causa Extraña No Imputable" se entenderá como
cualquier hecho, evento o cualquier otra causa fuera del control de ANCAP
o PGS y que ninguna de las partes sea capaz de superar mediante el
ejercicio de esfuerzos comerciales razonables; ya sea que impida, total o
parcialmente la ejecución de cualquier obligación de cualquiera de las
partes incluyendo a via ilustrativa pero no limitativamente: eventos de la
naturaleza, incendio, huracán, inundación, explosión, derrumbe de
estructuras, disturbios civiles, motines, guerra o disturbios similares,
huelgas, conflictos laborales más allá del control de las partes, actos,
demoras o restricciones por parte de los organismos gubernamentales o
militares (incluidos los tribunales o autoridades de jurisdicción
competente), o la imposibilidad de disposición de los medios técnicos o
permisos necesarios para cumplir con el objeto del Contrato. La demora o
incumplimiento de las obligaciones serán excusados durante el tiempo y en
la medida que dicha demora o incumplimiento sea ocasionado por Causa
Extraña No Imputable.

PGS tendrá el derecho a rescindir el Contrato y no proceder con el
Programa si no asegura suficiente financiación para su comienzo.

CLÁUSULA OCTAVA - Cesión de derechos

En ningún caso podrá PGS transferir o ceder este Contrato, con sus
derechos exclusivos para otorgar licencias de los Datos y/o Informes a
terceras partes, sin la aprobación previa por escrito de ANCAP.

CLÁUSULA NOVENA - Legislación aplicable y jurisdicción

Este Contrato estará regido por la ley de la República Oriental del
Uruguay. Cualquier otra cuestión que emane o esté relacionada con este
Contrato y sus Anexos, o su validez, redacción, interpretación,
cumplimiento o infracción estará regida y se decidirá mediante la
aplicación de las leyes de la República Oriental del Uruguay, excluyendo
cualquier elección de norma legal que de otra manera requiera la
aplicación de las leyes de cualesquier otra jurisdicción, y la
jurisdicción para cualquiera o todas dichas acciones será Montevideo,
Uruguay.

CLÁUSULA DÉCIMA - Acuerdo completo

Este Contrato y cada Anexo constituyen el acuerdo completo de las partes
relativas objeto del presente documento, y no se podrá efectuaninguna
modificación, enmienda ni agregado a este Acuerdo ni se efectuará ningún
Anexo a menos que sea por escrito y haga referencia específica a este
Acuerdo y/o el Anexo aplicable, y esté firmado por un representante
autorizado de ambas partes.

CLÁUSULA DÉCIMO PRIMERA - Avisos

Salvo como se define expresa y específicamente en este Contrato y en
cualquier Anexo al presente, todos los avisos y comunicaciones deberán
cursarse por escrito y serán considerados suficientes para todo fin si son
enviados mediante carta certificada, servicios de mensajería o facsímile a
la dirección del destinatario establecida en el Anexo aplicable. Cada
parte puede cambiar su dirección mediante aviso por escrito. Cada aviso
enviado de cualquiera de las formas precedentes entrará en vigencia en la
fecha de la recepción real.

CLÁUSULA DÉCIMO SEGUNDA - Finanzas

12.1 PGS asumirá todos los costos asociados con el Programa y el riesgo de
intentar recuperar tales costos mediante el otorgamiento de licencias de
los Datos a terceros.

12.2 PGS intentará recuperar el costo del Programa, establecido en diez
mil cincuenta dólares estadounidenses (US$10.050,00) por kilómetro
cuadrado de Datos procesados con cobertura total ("full-fold"), mediante
el otorgamiento de licencias de los Datos a terceros. PGS compartirá los
ingresos con ANCAP desde el inicio del otorgamiento de licencias de los
Datos de la siguiente manera: ANCAP 7% y PGS 93% de la Tarifa de Licencia
(se define "Tarifa de Licencia" como los ingresos por licencias menos
impuestos, derechos y gravámenes retenidos o incurridos si son aplicables
a las licencias de Datos). El costo del Programa se define como el total
de kilómetros cuadrados de Datos sísmicos procesados con cobertura total
("full-fold") multiplicado por US$ 10.050,00.

Una vez recuperado el costo del Programa por PGS (porción de tarifas por
licencia netas acumulativas de PGS) mediante el otorgamiento de licencias,
PGS compartirá los ingresos con ANCAP de la siguiente manera: ANCAP 25% y
PGS 75% de la Tarifa de Licencia hasta que PGS haya recuperado una y media
(1,5) veces el costo del Programa (porción de Tarifa de Licencia neta
acumulativa de PGS). A partir de entonces, PGS compartirá los ingresos con
ANCAP de la siguiente manera: ANCAP 50% y PGS 50% de la Tarifa de
Licencia. PGS será responsable de los costos relacionados con el mercadeo
y la comercialización de los Datos.

12.3 PGS determinará los cánones o Tarifas de Licencia de los Datos. La
Tarifa de Licencia nominal se fija en diez mil dólares estadounidenses
(US$10.000,00) por kilómetro cuadrado de Datos sísmicos procesados con
cobertura total para la primera licencia y las licencias posteriores
tendrán una Tarifa de Licencia de Datos nominal de cinco mil dólares
estadounidenses (US$5.000,00) por kilómetro cuadrado de Datos sísmicos
procesados con cobertura total ("full-fold"). La Tarifa de Licencia será
reportada a ANCAP únicamente con fines informativos; ANCAP entiende y
acepta que, por razones comerciales o de otra naturaleza que son
imprevisibles y están fuera del control de PGS, la Tarifa de Licencia
puede ser diferente de la Tarifa de Licencia nominal. Si PGS se viese
obligada a pagar cualquier impuesto sobre ventas, uso o IVA en Uruguay
para el otorgamiento/venta de la licencia de los Datos por parte de PGS,
dichos impuestos serán deducidos antes de que el ingreso se comparta con
ANCAP.

12.4 PGS asumirá asumirá toda la responsabilidad de la emisión de facturas
y recibos por el dinero pagado por terceros por las Tarifas de Licencia de
los Datos. PGS asumirá la responsabilidad plena de conceder a ANCAP su
porcentaje de los ingresos. Los Datos se otorgarán mediante licencia a
terceros al precio especificado más todo costo de uso y reproducción
vigente en el momento, impuesto sobre la venta o el uso, IVA, impuesto
sobre los ingresos u otros impuestos similares aplicables a la
transacción, o todo cargo por pago atrasado especificado.

12.5 PGS efectuará el pago del porcentaje de ingresos de ANCAP antes del
día 20 del mes siguiente al mes en que se haya pagado la factura. PGS
entregará a ANCAP una declaración trimestral de ventas de Tarifas de
Licencia dentro de un plazo de treinta (30) días tras la finalización del
trimestre anterior. La declaración identificará en cada venta: el nombre
del licenciatario, los ingresos individuales y totales, y el porcentaje
que le corresponde a ANCAP. PGS llevará registros por separado de todo lo
recaudado por el otorgamiento de licencias de los Datos, y proporcionarán,
cuando ANCAP lo solicite, los estados auditados anuales pertinentes,
preparados por auditores independientes, de estos registros. Durante la
vigencia del presente Contrato, ANCAP o sus auditores tendrán derecho a
inspeccionar y a auditar los libros, las cuentas y los registros de PGS
relacionados con el otorgamiento de licencias, a los fines de verificar
que PGS cumpla con los términos y condiciones del presente. ANCAP puede,
previo aviso razonable y a cuenta propia, solicitar que tales cuentas sean
auditadas por un auditor independiente. Dichas auditorías deberán estar
limitadas a una por año.

12.6 PGS y ANCAP autofinanciarán sus propios costos relacionados con las
horas-hombre de trabajo profesional para asumir sus obligaciones de
conformidad con este Contrato.

12.7 PGS será responsable de todos los costos asociados con la visita del
personal de PGS a Uruguay para la concreción de las obligaciones de
conformidad con este Contrato.

EN FE DE LO CUAL, las partes firman el presente Contrato, en vigencia a
partir del año y la fecha antes mencionados por escrito más arriba.

Por: ANCAP                Por: PGS GEOPHYSICAL AS

____________________
     ____________________

Nombre:_______________
     Nombre:_______________

Cargo:________________
     Cargo:________________

Fecha_________________     Fecha:_______________

ANEXO 1 - ZONAS
Contrato para la ejecución, mercadeo y participación en los ingresos de un
programa para la adquisición y procesamiento de datos sísmicos
tridimensionales en Costa Afuera del Uruguay entre ANCAP y PGS GEOPHYSICAL
AS

A1.2.- CUADRO DE UBICACIÓN

"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."

El Programa comprenderá las siguientes zonas, que se adquirirán en 3 fases
consecutivas A, B y C:
Fase A: adquisición NO - SE
Área 6615 km²:
Fase B: adquisición NE-SO
Área 7025 km²
Fase C: adquisición NO-SE (como extensiones lineales de la Fase A)
Área Entre 2000 y 2026 km²

El área podrá reducirse o incrementarse de común acuerdo, hasta un mínimo
de 13.400 km², o hasta un máximo de 20.000 km² con un polígono por
definirse.

ANEXO 2 - ESPECIFICACIONES TÉCNICAS
Contrato para la ejecución, mercadeo y participación en los ingresos de un
programa para la adquisición y procesamiento de datos sísmicos
tridimensionales en Costa Afuera del Uruguay entre ANCAP y PGS GEOPHYSICAL
AS

A2.1.- ALCANCE DEL TRABAJO

En virtud de los términos del Contrato, PGS llevará a cabo un programa con
las siguientes especificaciones técnicas para la adquisición y
procesamiento de datos sísmicos tridimensionales en Costa Afuera del
Uruguay (el "Programa"), a su propio costo y riesgo, para la producción de
aproximadamente quince mil quinientos cincuenta (15.550) kilómetros
cuadrados (km²) de datos sísmicos tridimensionales con cobertura total
("full-fold").

El diseño final del Programa puede variar según las normativas de la
industria y/o criterios establecidos por ANCAP.

La adquisición y procesamiento de datos sísmicos tridimensionales
adicionales, en exceso de los aproximadamente 15.550 km² de datos sísmicos
tridimensionales con cobertura total ("full-fold"), pueden ser agregados
como anexos separados sujetos a las condiciones del Contrato entre ANCAP y
PGS.

Si PGS adquiere y procesa datos sísmicos 3D adicionales, según lo
expresado anteriormente, los plazos estipulados para comenzar y finalizar
la adquisición y fases de procesamiento del Programa podrán ser
prorrogados proporcionalmente al área en km² agregada al área aproximada
de 15.550 km² de datos sísmicos 3D con cobertura total ("full-fold").

A2.2.- ALCANCE Y PROGRAMACIÓN

El objetivo del Programa es suministrar datos sísmicos tridimensionales
sobre el objetivo Cretáceo primario, el cual yace aproximadamente a 4 km
por debajo del lecho marino y en tiempos bidireccionales de 3 a 8
segundos. La figura anterior muestra las fases de adquisición planificadas
A, B y C en Uruguay y ésta corresponde a aproximadamente 15.550 km² de
datos sísmicos en 3D de cobertura completa.

PGS posee experiencia reciente en la adquisición y procesamiento de datos
en entornos geológicos similares. PGS utilizará la experiencia y lecciones
aprendidas en estos proyectos para la adquisición y procesamiento de datos
en el Uruguay. Estos datos se pondrán a disponibilidad de la industria
mediante el otorgamiento de licencias de uso datos.

PGS proporcionara un calendario/cronograma con las fechas estimadas de
comienzo y finalización del Programa, con anticipación al inicio de la
adquisición, indicando cada una de sus fases.

A2.3.- ESPECIFICACIONES DEL TRABAJO

PGS ha revisado cuidadosamente el programa propuesto y propone la
siguiente configuración de adquisición;

Número de cables hidrófonos (Streamers): 12 x GeoStreamer®
(direccionables, adquisición en abanico)
Longitudes de los cables sísmicos: 7050 m
Separación entre cables sísmicos: 100 m Profundidad de cables sísmicos: 20
m
Tamaño de la fuente de energía: 4135 pulg.³
Profundidad de la fuente: 8 m
Intervalo entre disparos: 25 min. (flip-flop)
Longitud de registro: 10 seg.
CDP: 25 m

El flujo de Procesamiento de Datos será afinado para maximizar la
naturaleza de banda ancha de los datos y esto incluirá:
*     Atenuación de ruido específica GeoStreamer® y separación Wavefield
      de campo de onda
*     Supresión de múltiple:
      a) 3D-SRME

b) Supresión de múltiple por Radón de alta resolución
Creación de imágenes temporales: Migración Kirchhoff anisotrópica en
tiempo pre-apilamiento

Los productos entregables del proyecto incluirán:
*     Productos entregables de campo P-UP - Pre-apilamiento SEG-Y
      postaerior al procesamiento GeoStreamer® y separación Wavefield de
      campo ondulatorio.
*     Datos ordenados por disparo, después de la supresión de múltiples,
      antes de la migración.
*     Gathers después de PSTM.
*     Volumen migrado en tiempo posterior al apilamiento por vía rápida
*     Volumen migrado en tiempo pre-apilamiento completo (sin procesar +
      final filtrado y escalado)
*     Apilamiento de ángulo cercano, intermedio y lejano de procesamiento
      de tiempo

Las Especificaciones Técnicas para el Control de Calidad (o Acquisition QC
Technical Specifications, en inglés) serán las que se especifican en el
Anexo 2B, adjunto.

A2.4.- OPERACIONES MARÍTIMAS

El barco sísmico propuesto para la adquisición de datos 3D es el M/V
Ramform Vanguard, cuyas especificaciones se suministran en el presente
documento.

Además del barco sísmico, la adquisición será realizada con el apoyo del
barco Nautika Resolute o un barco de apoyo similar (M/V Ocean Explorer) y
el R/V Thor Provider como barco escolta, o barcos escolta con
especificaciones similares fletados localmente, cuando sea posible.

          Especificación marítima y sísmica del Ramform Vanguard

"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en la imagen
electrónica del mismo."
Resumen de especificaciones marítimas

Nombre                                       Ramform Vanguard
Número IMO                                   9188714
Propietario                                  PGS Shipping AS
Operador marítimo                            Wilhelmsen Ship Management AS
Bandera                                      Bahamas
Puerto de registro                           Nassau
Nombre de llamada                            C6TU8
Armador                                      Langsten S & B
Construido                                   1999
Sociedad de clasificación y anotaciones
según la clase                               DNV ICE-C HELDK RP E0

Dimensiones del barco

Eslora    86.2
Manga     39.6
Calado    7.3 m

Tonelaje del barco

Bruto (IMO-69)     10297 toneladas
Neto               3090 toneladas

Capacidades del barco

Combustible                                  4133 m³
Resistencia máxima (disparando/en tránsito)  85/100
Velocidad de crucero del barco en nudos      11.5 nudos
Velocidad del barco en nudos                 [Vessel Speed Knots]
Velocidad máxima en tránsito en nudos        [Maximum Transit Speed Knots]
Grupo electrógeno                            4x Bergen diesel BRG-8
                                             4x3200kw
Tipo de propulsión                           Diesel eléctrico
Bombas                                       Impulsores con azimuth triple
Capacidad de procesamiento de agua potable   2 x 18 m³/día
Instalaciones de alojamiento                 60 (34 s + 13 d)
Helipuerto                                   15 t (Super Puma/EH-101)

Sistemas de comunicaciones

Inmarsat B          (todos + 870 764 410 PGS), puente 410, PC oficiina
                    411, Fax puente 425, Fax sala de inst 415
Teléfonos directos  (Todos +47 6751 ANCAP),- Puente 4960, PC oficina
                    4967, Can Obs oficina 4971, esc obs 4976, Can Nav
                    oficina 4972, Sala de disp 4978, fax 4990, Proc4975
Norsat              +47 67 514960

Ayudas a la navegación

Radar                              SAM, Atlas 1000 10cm ARPA, SAM Atlas
                                   1000 3cm ARPA
Piloto automático                  Robertson AP9 MKII
Sensor de rumbo                    [Heading Sensor]
Ecosondas                          Skipper GDS-101
Registro de velocidad en el agua   Nortek ADP Doppler, SAGEM

Equipo para combate de incendios en el barco
Sistema de detección de incendios  Autronica BS100, todas las áreas
Bombas                             4 bombas en la sala de máquinas
Extintores portátiles              15 CO2, 62 de polvo químico, 5 de polvo
                                   químico para fuegos de litio
Hidrantes y mangueras              34 hidrantes, mangueras de 15 metros
Gases inertes y otros sistemas fijos HIFOG, CO2, espuma
Sistema de diluvio de espuma       Carretes sísmicos, áreas de
                                   almacenamiento, talleres y helipuerto,

Equipos de seguridad y supervivencia
Equipos para bomberos      4
Aparatos para respirar     2 cilindros cada uno, 1 compresor para
                           repuestos
Botes salvavidas           2 x Harding, 60 personas cada uno
Balsas salvavidas          6 x 20 personas
Balsas MOB                 2 x 6 personas
Chalecos salvavidas        128
Trajes de supervivencia    60
Boyas salvavidas           12


HSE
Cumplimiento completo con SOLAS, Marpol 73/78 y otras normativas marítimas
e industriales pertinentes, foro E&P y requisitos de IAGC. Hay disponible
más documentación y certificaciones a solicitud.

Especificaciones sísmicas
Sistemas de hidrófonos
Fabricación y tipo                   PGS GeoStreamer® Solid
Material de envolvente               Poliuretano
Diámetro exterior                    62 mm
Longitud de cada grupo               12.5 m
Configuración de hidrófono           Típica 12 x 8100 m
Fabricación y tipo de hidrófonos     Teledyne T-2BX o equivalente Sensores
                                     de velocidad: Confidencial de PGS
                                     (MarkIII)
Tipo de arreglo (por ejemplo,
lineal o binomial)                   Lineal
Número de hidrófonos por
grupo/distancia de separación        Hidrófonos:12 por 12.5 m. Sensores de
                                     velocidad: PGS confidencial
Acoplamiento entre teléfonos y
preamplificador                      Capacitivo
Sensibilidad de grupo cercano a
1/P para grabar                      20 V/Bar
Sensibilidad de grupo lejano a 1/P
para grabar                          20 V/Bar
Ancho de banda sobre el cual se
aplican las sensibilidades
antedichas                           Especificado en 100 Hz
Disponibilidad de repuestos en la
costa si es necesario                Sistema Pool
Fabricante y tipo de controlador
de profundidad                       eBird
Fabricante y tipo de brújula         ION DigiCourse 5011

Sistema de grabación
Fabricante, tipo                     Sistema de adquisición: PGS
                                     GeoStreamer 24 bit, sistema de
                                     grabación: PGS gAS, V5,2
Número de canales sísmicos y
auxiliares                           Típico 12 x 480 + 48
Formatos disponibles                 SEG-D revisión 1.0 y 2.1
Unidades de cinta                    IBM 3592
Velocidades de muestreo              0.5 ms, 1 ms, 2 ms, 4 ms
Filtro de corte alto                 428 Hz, 214 Hz, 107 Hz @ 341 dB/oct
Filtro de corte bajo                 Hidrófonos: 3.04 Hz a 7.5 dB/oct, 4.4
                                     Hz a 12d B/oct, Sensores de
                                     velocidad: PGS confidencial
Asignación de canales auxiliares     Grabados como hidrófono separado o
                                     agregado al hidrófono 1
Capacidades de formación de arreglos
de sistemas telemétricos             Opcional

Fuente de energía
Fabricante y tipo                    Sodera G-Gun II
Volumen efectivo de distribuciones
estándar                             2 x 3111 pulg.³, 2 x 4135 pulg.³ o 2
                                     x 3606 pulg.³ (GS)
Número máximo de subarreglos         6
Profundidades estándares de arreglos 5 - 9 m
Posición de transductores de
profundidad                          Al frente y en la cola del subarreglo
Presión de trabajo                   2000 a 2500 psi
Tipo de sensores de disparo          De imán movible
Posición de sensores de disparo      Cada pistola
Tipo de unidad sincronizadora de
disparo                              ION DigiSHOT
Resolución de temporización          0,1 ms
Precisión de temporización           +/- 1.0 ms
Posición de teléfonos en el campo
cercano                              Cada unidad sencilla y en grupo, 7
                                     por subarreglo
Capacidad de compresores de aire     3 x 1660 pcm
Número de compresores de aire        3

Sistemas de navegación y posicionamiento
GPS diferencial
Sistema estándar                     Skyfix. XP y Starfix. HP
Subcontratista                       Fugro Survey AS
Software de procesamiento            Multifix y Starfix Suite

GPS relativo
Sistema estándar              Seatrack 220 y 320
Software de procesamiento     Starfix Suite

Sensores de rumbo del barco
Referencia de rumbo GPS       Seapath 200
Brújula giroscópica del
estudio, N.°/marca/modelo     1 x SG Brown Meridian Surveyor

Sistema acústico para determinación de distancias
Fabricante/Modelo             Digicourse / DigiRANGE
Frecuencia                    50 - 100 kHz
Tipos de unidades             CMX, CTX
Medidores de velocidad del
sonido                        Modelo 7000
Ecosondas
Fabricante, tipo y número de modelo     Kongsberg Simrad EA600
Frecuencias                             200 + 38 + 12 kHz
Profundidad máxima de sondeo            5000 m

Sistema computacional integrado de navegación
Tipo                         Orca
Proveedor                    Concept Systems Ltd (ION)
Descripción del hardware     Distribuido entre 4 x sistemas IBM x 3650 m³
                             servidores integrados a 5 x HP Z400
                             estaciones de trabajo gráfico
Unidades de cinta            IBM 3592 / DAT drives

Sistema de agrupamiento o cuantificación
Tipo                         Reflex
Proveedor                    Concept Systems Ltd (ION)
Descripción del hardware     Incorporado según hardware INS antedicho

Sistema de posprocesamiento de navegación
Tipo                         NRT/Sprint
Proveedor                    Concept Systems Ltd (ION)
Versión de software          1.10.1/4.3.9
Descripción del hardware     Incorporado según hardware INS antedicho
Graficador                   [Sistema de posprocesamiento de navegación]

Procesamiento de datos sísmicos a bordo
Configuración de hardware
estándar                     2 x IBM BladeCentre (11 blades), 0 x servidor
                             1U, 1 x arreglo de disco Panasas (20 TB), 3 x
                             Dell Precision 490 terminales de
                             visualización, 4 x unidades de cinta IBM 3592
Configuración secundaria de hardware     3 x IBM x servidor 3650, 1 x
                                         arreglo de discos EonStor RAID (9
                                         TB), 1 x terminal de
                                         visualización HP xw6600, 1 x
                                         terminal de visualización Dell
                                         Precision 470, 4 x unidades de
                                         cinta IBM 3592
Capacidad de hardware estándar           220 pico GFlops
Capacidad de hardware secundario         1.3 Tb (TeraByte)

Barco de apoyo
Los requisitos clave del proyecto que el barco de apoyo debe tener son la
capacidad de realizar reabastecimiento de combustible mar adentro y la
capacidad de ser utilizado para cambios de tripulación si los helicópteros
no están disponibles.

"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o
en la imagen electrónica del mismo."

ESPECIFICACIONES PRINCIPALES     Hélices           2 hélices de x 4 aspas
                                                   de bronce tipo Kaplan
                                                   de 2400 mm en boquillas
                                                   Kort
Eslora total     61,36 m         Timón             2 x 35°, 7 tm de par
                                                   motor total
Eslora en línea
de flotación     55,06 m         Generadores       3 x Caterpillar 3406,
                                                   245 kW
Manga            13,80 m         Generador de
                                 emergencia        1 x Cat GEP65-5 (52 kW)
Profundidad       5,50 m
Calado            4,50 m         EQUIPO DE
                                 CUBIERTA
DWT              1486,99 TM
                 apróx.          Gancho de
                                 remolque          SWL 50 T
Año de
construcción     2011            Torno de anclas   Tipo electro/hidráulico
Armador          Sarawak
                 Slipway Sdn
                 Bhd             Grúa              2 x 5 toneladas
                                                   métricas
Clasificación    American
                 Bureau Society  Electro-hidráulica
                                 de 8 toneladas con
                                 un alcance de 12 m
Notación         ABS + A1 + AMS
                 Circle E, SPS   Carrete de manguera
                                 de combustible    1 unidad de tambor
                                                   doble, con envolvente
                                                   suave y duro,
                                                   manguera de 4 pulg. de
                                                   diámetro x 200 m.
Bandera          Malasia         Pescante para
                                 barco de trabajo  1 Pescante de
                                                   10 toneladas para
                                                   barco de trabajo de
                                                   9,5 m
Indicativo de
llamada         9WLH9
N.° IMO         9594377          RADIO Y EQUIPO
                                 NAVEGACIONAL El
                                 equipo de navegación
                                 y comunicaciones
                                 estará ajustado
                                 según GMDSS áreas
                                 1,2 y 3
ALOJAMIENTOS                     Banda lateral
                                 sencilla          Furuno FS-2570
Complemento
total          60 personas       VHF               ICOM M304
               2 camarotes
               individuales
               (2 x 1)           Satcom            Sailor SC4000
               12 camarotes
               para 4 personas
               (12 x 4)          Giroscopio        Yokogawa
                                                   CMZ-900B (digital)
               2 camarotes
               para 5 personas
               (2 x 5)           Radar             JRC-JMA 5312-6 X-
                                                   banda 96 nm (primaria)
                                                   JRC-JMA2342 48 nm
                                                   raster scan
                                                   (secundaria)
RENDIMIENTO                      Piloto automático Navitron PID-NT991GMKII
Velocidad
máxima         13 nudos
               (860 lt/hora)     Ecosonda de
                                 profundidad       JRC-JFE-380
Velocidad
económica      11 nudos
               (650 lt/hora)
Autonomía      30 días. 7800
               Nm a 11 nudos     EQUIPO SALVAVIDAS
Tipo de
combustible    MDO/M GO          Certificación     De conformidad con
                                                   los requisitos del
                                                   Departamento de Marina
                                                   de Malasia y de la
                                                   Classification Society
                                                   para un total de
                                                   tripulación de sesenta
                                                   miembros (60)
Consumo en
espera         1650 l/día
              (protegido con ME) Barco de rescate  1 x SOLAS aprobado para
                                                   6 pasajeros
Espacio total
en cubierta   66 m² (aprox.)     Narwal SV-420 con
                                 4 m Oeste         Pescante marino
Capacidad de
cubierta      5 t/m²
                                 OTROS
CAPACIDAD DE
CARGA                            Sistema de
                                 limpieza del
                                 tanque             Sistema de lavado de
                                                    alta presión del
                                                    tanque de carga de
                                                    combustible y de alta
                                                    presión, completo con
                                                    boquillas y utilizando
                                                    MGO como medio de
                                                    limpieza.
Carga total
de combustible 965 m³ (apróx.)   Sistema de
                                 calefacción del
                                 tanque             1 x 1000 kW Aalborg
                                                    Industries Mission 4-
                                                    TFO-010 (admisión
                                                    180 °C, salida 180 °C)
Total de
Fuel Oil       583 m³ (apróx.)   Tratamiento de
                                 aguas servidas     1 x ST6A (Hamworthy)
                                                    para tratamiento de
                                                    lodos
                                                    biológicos/activados
                                                    de 60 personas.
Aceite
lubricante -
Motor
principal      4,4 m³ (apróx.)   Contenedor en
                                 cubierta        2 x 10 pies
                                                 congeladores/enfriadores.
Agua dulce     243,5 m³ (apróx.)                 Contenedor de 1 x 20 pies
                                                 para almacenamiento
Bomba de
transferencia
de carga de
combustible    200 m³/hora a
               92 mH             Puerta hermética   3 puertas corredizas
                                                    estancas al agua.
Bomba de
transferencia
de agua        60 m³/hora a 3,5 mH

SISTEMA DE
PROPULSIÓN
Motores
principales    2 x Cummins QSK60M
               2200 bhp a 1800 rpm
Cajas de
engranaje      2 x disco doble MGX560 0
Motor lateral
de proa        Motor eléctrico
               FPP Schottel- STT-170-
               LK 1 x 5 toneladas
Lts 5209, Lrg Setia Di-Raja, Jalan Sungai Duhon, P.O.Box 895, Kuala Belait
KA 1131, Negara Brunei Darussalam. www.nautika.net Teléfono: +673 336019
Fax: +673 3336020

Barco escolta

R/V Thor Provider o barco similar fletado localmente

"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en
la imagen electrónica del mismo."

ESPECIFICACIONES                  Depósitos:
Nombre:                           Combustible: 373 m³
M/V Thor Provider                 Lubricantes: 0,7 m³
                                  Agua: 31 m³
Indicativo de llamada:
V3MZ8                             Carga sobre cubierta:
Bandera:                          Área de cubierta: Abt 144 m²
                                  incluyendo la cubierta de la escotilla
                                  Belice

                                  Capacidad de almacenamiento:
MMSI:                             Total 329 m³, (2 compartimientos)
312 641 000
                                  Área de cubierta despejada:
N.° IMO:                          Abt 144 m² (incluyendo la cubierta de la
                                  escotilla)
8971633

Clase:                            Alojamiento:
IMB                               Tripulación: 4 camarotes sencillos, 1
                                  camarote doble, 2 camarotes triples
Fecha de construcción:            Pasajeros: 2 camarotes cuádruples (se
                                  2000 Torgem Shipyard, Estambul, Turquía
                                  puede arreglar literas para 6 pasajeros
                                  más)
                                  Instalaciones: Un camarote donde los
GT:
386                               pasajeros pueden escribir, trabajar en
                                  computadores, etc.

NT:                               Equipo en cubierta:
116                               Grúa de cubierta: Gurdesan swl 3
                                  toneladas/12 m - Heila Marine Crane swl
                                  1 t/5 m
DW:                               Torno: 1 en cubierta de popa
408 toneladas                     Cabrestantes/torno de ancla: 1
                                  cabrestante de ancla para 2 anclas
Peso de barco liviano:            Anclas de proa: 2
405 toneladas                     Cadenas: 2 cadenas de anclas

Eslora total:                     Rodillo de popa 1
46,00 m
                                  Radio y equipo de navegación:
Eslora entre perpendiculares:     Equipo GMDSS:
41,20 m                           Equipo A3 GMDSS:
                                  Transceptor Sailor HC4500 MF/HF SSB
                                  Manga:
9,030 m                           Transceptor Sailor RT5022 VHF-DSC
                                  Receptor JRC NCR-300A Navtex
Manga de trazado:                 Sailor H2095B Inmarsat-C

9,000 m                           Sailor TT-3020c Inmarsat-C
                                  S.P. Sailor SE406-II EPIRB
Puntal fuera de miembros:         MCMURDO ES EPIRB
4,407 m                           2xMCMURDO SOS RESCUE SART
                                  2 transceptores Sailor SP3520 GMDSS
Profundidad de cubierta de barco: VHF
6,62
                                  Radares:
Profundidad de cubierta
principal:                        Furuno FR2115 Arpa
4,39                              Koden MD3840

Calado:                           Ecosonda:
4,305 m                           Skipper ED162

Motores principales:              Navegación:
2 x 650 Bhp ( 2 x 485 KW)
Guascor                           Furuno Universal FA-100 AIS
Diesel                            Koden TDL7 GPS
                                  Furuno GP37 DGPS
Motor auxiliar:                   Maxsea Plotter
2 x 175 Kva Cummins, 1 x 60 Kva   Módulo de rastreo Maxsea y objetivo
para arpa y AIS
Lister

Velocidad:                        Giroscopio y piloto automático:
Velocidad máxima: 5 m³/ 24h
a 10 nudos                        Brújula giroscópica Furuno SC50
satelital
Velocidad económica: 3 m³/ 24h
a 08 nudos                        Piloto automático Simrad
AP50
Velocidad de persecución: 1 m³/
24h a                             Alarma en puente:
4,5 nudos                         Equipo de control

Hélice:                           Bombas:
2 hélices fijas                   Combustible: 2 x bombas de combustible
                                  para carga con capacidad de 100 m³/h
Timón:
Timones de 2 paletas              Agua dulce: 14 m³/hora de capacidad
                                  Bomba de lastre de agua salada: 60
Engranaje de dirección:           m³/hora de capacidad
Yildiz Torna Tuzla/Estambul - 2
motores hidroeléctricos           Separador de agua aceitosa: OVZ500FSU-
                                  Oilchief

Generador de agua:                Comunicaciones
Hace 2 m³ al día                  Correo electrónico: Sat
                                  thorprovider@thor.fo
                                  Correo electrónico: Skyfile t-
                                  provider@skyfile.com
                                  Tel.: IP de puente +298 895891
                                  Teléfono móvil local: +298 585840
                                  Tel.: Mini-M +870 764152946/764033482
                                  Skype en puente provider.bridge
                                  InmarsatC: 431264110

Todas las especificaciones se muestran sin garantía y están sujetas a
cambios

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A2.5.- PROCESAMIENTO DE DATOS

La capacidad de cómputo mundial de PGS se encuentra diseminada en
alrededor de 16 Centros de Datos y los 13 barcos que transportan la
capacidad de procesamiento a bordo. Los Centros de Datos más grandes son
Londres, Houston y Kuala Lumpur.

Todo nuestro software de procesamiento Cube Manager se ejecuta en grupos
de computadoras personales con sistema Linux. El trabajo de visualización,
control de calidad y configuración se realiza en estaciones de trabajo
poderosas distribuidas en los Centros de Datos y en oficinas remotas. Cada
miembro del equipo de procesamiento utilizará una estación de trabajo con
doble pantalla durante todo el desarrollo de este proyecto.

Los centros de procesamiento están conectados por una red global de
gestión de área amplia que permite a nuestros geofísicos crear y controlar
los trabajos en cualquier lugar y visualizar sus datos y también colaborar
si es necesario. Se debe tener en cuenta que el enlace de alta velocidad
de 10 GB entre nuestros centros de procesamiento en Londres y Houston
significa que el procesamiento de datos puede ser distribuido entre los
dos centros para utilizar más eficientemente nuestra capacidad de
hardware.

Los sistemas de gestión de almacenamiento jerárquicos avanzados se han
instalado en Houston, Londres y Kuala Lumpur para ayudar a mejorar el
flujo de trabajo de la gestión de datos de los usuarios para que podamos
obtener lo mejor del hombre y la máquina.

Diseño de hardware

Filosofía de diseño

PGS está conciente de los beneficios de la normalización de su entorno de
hardware desde los sitios de gran tamaño hasta los sitios más pequeños y
para garantizar un entorno común para los usuarios. Por lo tanto, no
importa si están en Lagos o en Houston ya que su entorno de trabajo es el
mismo; lo que cambia es sólo la capacidad al alcance de sus manos.

Los recursos que se enumeran a continuación reflejan la situación actual,
sin embargo, las actualizaciones están siendo consideradas continuamente
en función del costo/rendimiento y la capacidad. Dichas actualizaciones
dependen de los otorgamientos de programas y de las cargas de trabajo
locales previstas.

Resumen de hardware en Houston
Núcleos de  Capacidad  Red central  Unidades   Unidades
producción  bruta de                3590       3592
y           disco
equivalentes
26,000      3.2PB     Arista 7508   3590E      3592J1A y E05
75,000     (3,200 TB) 10GbE         12         18 y 12
equivalente

"Ver información adicional en el Diario Oficial impreso o en
la imagen electrónica del mismo."

Annex 2B - Acquisition QC Technical Specifications:

3D      SURVEY TECHNICAL SPECIFICATIONS - MC3D
1       DATA ACQUISITION PARAMETERS                39
1.1     3D Acquisition                             39
1.2     Energy Source                              39
1.3     Streamer (GeoStreamer)                     39
1.4     Data Recording                             39
1.5     Navigation                                 39
1.6     Acoustics                                  39
1.7     Sub-Array Separation                       40
1.8     3D Bin Coverage Specification              40
1.9     Line And Shot Point Numbering              41
1.10    Full Water Column Velocity Profiles        41
2     GENERAL TERMS AND CONDITIONS
2.1     Introduction                               41
2.2     Health, Safety & Environment (HSE)         42
HSE Management & Organisation                      42
Pollution                                          42
Incident and General HSE Reporting                 42
Environmental Lobbyist Guidelines                  42
2.3     Quality Assurance and Quality Control      43
3       GENERAL DATA ACQUISITION PARAMETERS        43
3.1     General Source Specifications              43
3.1.1     Source Performance Criteria              43
3.1.2     Source Tolerances                        43
3.1.3     Source Related Equipment Required        44
3.1.4     Gun Synchronisation and Firing System
          (Gun Controller)                         44
3.2     General Streamer Tolerances                44
3.2.1     Streamer Towing Tolerance                44
3.2.2     Streamer Depth Tolerances                44
3.2.3     Depth Sensors Required                   44
3.4     GENERAL EBIRD GUIDANCE                     45
3.5     General Recording Specifications           45
3.6     General Positioning Specifications         46
3.6.1     Positioning Node Quality Criteria        46
3.6.2     Positioning Equipment Required           46
3.6.2.1     Surface Positioning                    46
3.6.2.2     Streamer Positioning                   46
3.6.3     Water Column Profiling System and Echo
          Sounder                                  46
3.6.4     Sensor Performance Criteria              47
3.6.4.1     Differential GPS (DGPS)                47
3.6.4.2     Relative GPS (RGPS)                    47
3.6.4.3     Acoustic Ranging                       47
3.6.4.4     Echo Sounder                           47
3.6.5     Network Quality                          47
3.6.5.1     Network Set Up                         47
3.6.5.2     Redundancy                             48
3.6.5.3     Unit Variance                          49
3.6.5.4     Tail Misclosures                       49
3.6.5.5     Residuals                              49
3.6.6     Positioning Computing Systems            50
3.6.6.1     Integrated Navigation System           50
3.6.6.2     Real Time Binning System.              50
3.7     Grid Definitions                           50
4     REQUIREMENTS PRIOR TO COMMENCEMENT OF
      SURVEY                                       50
4.1     HSE and Quality Management                 50
4.2     Seismic Equipment                          51
4.3     Navigation and Geometry                    51
4.4     Source                                     52
5     PERFORMANCE STANDARD AND ACCEPTANCE LIMITS   53
5.1     Seismic Equipment                          53
5.2     Seismic Noise                              53
5.2.1     Streamer Noise                           53
5.2.2     Swell Noise                              53
5.2.3     Coherent Noise                           54
5.3     Definition of Bad Traces                   54
5.4     Bad Trace Limits                           54
5.5     Definition of Bad Streamer                 55
5.6     Definition of Bad Record                   55
5.7     Conditions When Acquisition May Not
        Commence                                   55
5.8     Conditions to Discontinue Acquisition of
        a Line                                     56
5.9     Run-in, Run-out and Reshoot Requirements   56
6     QC REQUIREMENTS & END OF LINE PRODUCTS       57
6.1     QC Representative's Responsibilities       57
6.2     Acquisition Contractor's QC Systems        57
6.3     Seismic QC                                 57
6.4     Source QC                                  57
6.5     Navigation QC and End of Line Information  58
6.6     QC of Coverage                             59
6.7     QC For Multi Boat Operations               59
6.8     Seismic Data Capture for QC                59
6.8.1     Off-line Seismic QC Products             60
6.8.2     Attributes                               60
7     DELIVERABLES AT END OF SURVEY                60
7.1     Required Deliverables to PGS MC3D owner    60
7.2     End of Survey Report                       61
7.3     Data Shipments                             61
8     REPORTING                                    61
8.1     Acquisition Contractor's Daily Reporting   61
8.2     QC Representative's Reporting              62
9     RECORDING INSTRUMENT TESTS                   62

1     DATA ACQUISITION PARAMETERS
1.1 3D     ACQUISITION
-     Acquisition Mode:            12 streamers / 2 sources
-     Subsurface Line Spacing:     25.0 m
-     Acquisition Bin Length:       6.25 m
-     Acquisition Bin Width:       25 m
-     Grid Line Orientation:       Phase 1: 127.400° / 307.400°
                                   Phase 2: 218.295° / 038.295°
1.2     ENERGY SOURCE
-      Shot Interval:              25 m flip/flop
-     Centre Source Separation:    50.0 m
-     Sub-Array Separation:        10 m
-     Source Length:               14 m
-     Source Type:                 Sodera G II-Gun
-     Air Pressure:                2000 psi
-     Volume:                      2 x 4135 cubic inch
-     Number of Sub-arrays:        3 per array
-     Source Depth:                8 m
1.3     STREAMER (GEOSTREAMER)
-     Number of Streamers:         12
-     Streamer Separation:         100 m
-     Streamer Length:             7050 m
-     Streamer Depth:              20 m
-     In-line Offset:              As near as possible
-     No. of Groups:               564 per streamer
-     Group Interval:              12.5 m
-     Group Length:                12.5 m
1.4     DATA RECORDING
-     Recording System:            GeoStreamer recording system
-     Record Length:               10 s
-     Sampling Rate:               2.0 ms
-     Low-cut Filter:              Standard GeoStreamer setup
-     Hi-cut Filter:               Standard GeoStreamer setup
-     Format:                      SEG-D 8036, 3592 Cassette
1.5     NAVIGATION
-     Positioning System 1:        Skyfix.XP
-     Positioning System 2:        Starfix.HP
1.6     ACOUSTICS
-     Full Acoustic Network

1.7 SUB-ARRAY SEPARATION
Permissible sub-array separation based on source performance criteria in
section 3.1.1 are:

Minimum permissible separation:    8m
Maximum permissible separation:    12m

1.8 3D BIN COVERAGE SPECIFICATION
Segment Offset Range

Nears         0-1750 m
Near-mids     1750-3500 m
Far-mids      3500-5260 m
Fars          5260-7050 m

Offset Range above is based off of Infill acceptability modelling

Bin expansion will not be used.

Vessel will shoot for coverage, optimising the coverage for Nears.

Guidelines for infill decisions:

*     For 0% coverage (Acceptable)
-     For Nears: holes larger than 25 m (1 bin) are not allowed
-     For NearMids : holes larger than 50m ( 2 bins) are not allowed
-     For FarMids: holes larger than 125m (5 bins) are not allowed
-     For Fars: holes larger than 150m (6bins) are not allowed
*     For 60% coverage(Further evaluation needed, see graphs below)
-     For Nears: holes larger than 125 m (5 bin) are not allowed
-     For NearMids : holes larger than 175 0m ( 7 bins) are not allowed
-     For FarMids: holes larger than 350m (14 bins) are not allowed
-     For Fars: holes larger than 400m (16bins) are not allowed

*     holes that are less than 1 km long shall typically not require an
infill line.
*     duplicate offsets will be rejected

All Infill decisions, except progressive infill passes, should be based on
consultations with onshore Geophysical Support.

1.9 LINE AND SHOT POINT NUMBERING
The binning grid will be closely related to the line and shot point
numbers. North bound lines will have incrementing shotpoint numbers, South
bound lines will have decrementing shotpoint numbers.

Sail line numbers will have an increment of 24. The sail line number will
equal the number for the CMP column to the North/East of the sail line.

Line names:
Each sail line number will be of the type AAAAAXXXXBBZZZ, where
AAAAA: An area identifier, in this case UR13A and UR13B XXXX: Line number
BB: Identifier for type of line, i.e. P1,P2 ... for prime line, R1, R2 ...
for reshoot, I1, I2 ... for infill etc.
ZZZ: Sequence number
e.g.UR13A1005R1123 tells us that it is the first reshoot on sail line
1005, sequence 123.

The shot point is defined as the nominal CMP for the first group.
1.10 FULL WATER COLUMN VELOCITY PROFILES
A full water column velocity profile is required. The profiles shall be
measured as close as possible to ongoing seismic acquisition. For
navigational and bathymetric purposes, water column velocity profiles may
be required once a week.

2 GENERAL TERMS AND CONDITIONS
2.1 INTRODUCTION
This document contains the PGS MC3D general technical specifications. In
addition for GeoStreamer specific QC and specs we refer to the GeoStreamer
QC guide, Version 2.0 written by Neil Turnbull.

This 3D survey is being operated by PGS NSA Multiclient (hereinafter
referred to as the Survey Operator) on behalf of the Operating Companies
which have pre-committed to this survey.

PGS Operations - (hereinafter referred to as the Acquisition Contractor)
have been contracted to acquire these data.

Unless otherwise stated in the contract, all sub-contracted work shall be
the responsibility of the Acquisition Contractor. The Acquisition
Contractor shall ensure that all sub-contractors comply with all
requirements herein.

The Acquisition Contractor is required to provide information concerning
all equipment and configuration proposed for the survey, as detailed in
the various sections of these specifications, in time scales that are
appropriate to the requirements.

Nothing contained within this document shall exonerate the Master(s) of
any vessel(s) engaged in the work from their responsibility for the safety
of vessel(s) and crew(s).

The spares complement shall be sufficient to maintain and support
continuous 24-hour operations for the duration of the Work.
2.2 HEALTH, SAFETY & ENVIRONMENT (HSE)
HSE Management & Organisation
HSE will be according to the PGS HSE management system.
Pollution
Endeavour is expected from all personnel concerned with the Survey to
comply with Annex V of the Marpol 73-78 convention and any identified
requirement from the EIA.

All personnel will make every effort to prevent pollution of the
environment by accidental or wilful conduct with oil spill, mechanical
parts and any other non-biodegradable material. Non bio-degradable waste
bin contents will be incinerated or kept on board until return to port for
unloading. When the garbage is mixed with other discharges having
different disposal or discharge requirements the more stringent
requirements will apply. In particular, before disposal the ground food
waste shall be capable of passing through a screen with openings no
greater than 25 millimetres.

All personnel will be notified of these procedures by the Acquisition
Contractor which will be strictly enforced to avoid any pollution of the
environment.
Incident and General HSE Reporting
As detailed in the project HSE plan, all incidents and near misses are to
be reported via the Acquisition Contractor's daily reporting system. All
reportable incidents will be recorded on Incident Report Forms, copies of
which will be given to the on board QC Representative.
Environmental Lobbyist Guidelines
Where appropriate, guidelines for dealing with Environmental Lobbyists are
given in a separate appendix to the HSE plan.
2.3 QUALITY ASSURANCE AND QUALITY CONTROL
Throughout the survey the Acquisition Contractor shall operate a Quality
Management system and shall use the system to ensure that the quality
standards are maintained throughout the work.

The Acquisition Contractor shall endeavour to have all equipment
functioning and positioned to these specifications, using every reasonable
opportunity to carry out the necessary maintenance. The Acquisition
Contractor shall ensure that the technical specifications and quality
standards and procedures as detailed in this document are complied with,
except at the discretion of the QC Representative. Any relaxation of the
technical specifications shall be clearly documented in logs and reports.

Acquisition Contractor will have responsibility for the provision of
quality control of all data acquired during the survey. They will
demonstrate to Survey Operator that the systems implemented will ensure
data acquisition is within the specifications stated in this document.

Acquisition Contractor shall ensure that all operational logs and reports
are legible and correctly annotated. Survey Operator reserves the right to
use its own QC and/or processing systems in addition to any system
provided by the Acquisition Contractor. The provision of such systems
shall not relieve Acquisition Contractor of its quality assurance and
quality control responsibilities. Acquisition Contractor shall provide all
necessary information and assistance relating to interfacing of QC systems
if requested by Survey Operator.

General terms include, but are not limited to, the following:
a) Survey Operator will require that the QC Representatives have access to
all data and technical logs relating to operations and quality control,
and that the Representative's reasonable requests for QC additional
products will be complied with.
b) All tests, audits and checks required by Survey Operator prior to the
survey commencing shall be completed to Survey Operator's satisfaction, as
per
Section 4 (Requirements prior to commencement of survey).

3 GENERAL DATA ACQUISITION PARAMETERS
3.1 GENERAL SOURCE SPECIFICATIONS
3.1.1 Source Performance Criteria
With recording filters, the source output should meet all the following
criteria:
1. Average deviation from nominal signal in frequency domain < 1.2 dB in
the 10 - 70 Hz frequency range.
2. Maximum deviation from nominal signal in the frequency domain < 3 dB in
the 10 - 70 Hz frequency range.
3.1.2 Source Tolerances
Centre of Sources: ± 10% from nominal
Sub-array separation: As per Section 1.6
Individual gun depth tolerances: ± 1.0m averaged over 10 shots
± 0.5m averaged over line
Individual gun timing error: ± 1.5 ms. Flag every ±1.0 ms
Air pressure in the sub-arrays: > 90% of nominal air pressure
3.1.3 Source Related Equipment Required
 - A minimum of two depth sensors per sub-array, depths to be recorded by
the gun-controller.
- A minimum of two near field phones per sub-array, to be recorded on
seismic auxiliary channels.
3.1.4 Gun Synchronisation and Firing System (Gun Controller) The system
shall be able to:
a) Detect firing time of each individual gun.
b) Synchronise all the guns within a specific time window with a source
synchronisation resolution and accuracy < 0.1ms
c) Detect gun misfires and gun autofires.
d) Output a header in serial or parallel format containing source
identification and gun information (status, volume, timing) for all active
guns shortly after each shot.
3.2 GENERAL STREAMER TOLERANCES
3.2.1 Streamer Towing Tolerance
In-line offset:     ± 12.5m from inline offset at first deployment.
Total spread at the streamer heads (i.e. distance between outer starboard
and outer port streamer):     ± 10% from nominal
Total spread at the streamer heads at first deployment: ± 5% from nominal.
3.2.2 Streamer Depth Tolerances
a) For any depth sensor on the active streamer the following tolerance
applies:
± 0.5m averaged per depth sensor over all the shots acquired in one sail
line sequence. This specification intends to prevent depth settings errors
or systematic depth variations. This may be relaxed to ± 1.0m for the
first depth sensor on the active streamer.
b) For any depth sensor on the active streamer the following tolerance
applies:
± 1.0m for any 32 consecutive shots, or for 10% of the total number of
shots acquired in one sail line sequence.

NOTE: See section 5.5 for consequences of not meeting these tolerances.
3.2.3 Depth Sensors Required
- One depth sensor (not including streamer module depth indicators) per
300m of streamer.
- ebird depth sensors are calibrated once per year

3.4 GENERAL EBIRD GUIDANCE

The eBird® concept offers effective lateral steering and depth control of
seismic streamers with a minimum of additional acoustic noise. The uniform
three wing solution and the built-in controller also provide full roll
control capabilities.
The eBird® is designed to be a part of an outer control loop where all
steering and control parameters can be accessed from the seismic vessel.
The autonomous inner control loop ensures that the eBird® will maintain
the correct depth and roll angle even if communication through the
streamer is interrupted. The control system includes several fail safe
modes designed to handle situations where for example physical damage
prevents full steering capabilities of an eBird®.
The eBird® is based on several technological innovations such as the
SmartWing® concept, inner and outer control loop, modem for low-noise
streamer communication and two-way wireless transfer of signal and power
between wings and body.
Lateral movement will be actively controlled and provide lateral
displacement of up to ±3°for the data acquiring mode of the streamer
compared to the equilibrium of a towed streamer without any imposed
lateral force.
The target weight of an eBird® with wings in sea water is zero. The wing
geometry is optimized for a wing angle of up to ±20°

3.5 GENERAL RECORDING SPECIFICATIONS
a) Time break or calibrated time reference pulse shall be recorded,
preferably on auxiliary channel #1.
b) Near Field phones shall be recorded on auxiliary channels.
c) Instrument tests will be run as per Section 9 of this document.
d) The recorded magnetic tapes will be numbered consecutively.
e) Tape labels will be systematically annotated with Acquisition
Contractor and Vessel name, prospect area, line and shot point range, date
and tape number.
f) All seismic data tapes will have a density identification burst at the
beginning of the tape and no data will be recorded beyond the end of tape
marker. The last record for each tape will be followed by a double EOF.
g) Recorder error and drop outs will be within manufacturer's
specifications for sample rate, bit packing, density and recording speed.
Manufacturer's specifications will be available to Survey Operator.
h) Dual Recording of seismic data is required.
i) The mean shot interval (distance) shall be equal to the nominal shot
interval ±1% and have a standard deviation of less than 5%. For the
purpose of calculating the mean shot interval, bad shots are to be
included.
3.6 GENERAL POSITIONING SPECIFICATIONS
3.6.1 Positioning Node Quality Criteria
The main nodes are the gun(s), front of the active streamers, mid streamer
points and end of the active streamers.

Using SPRINT/NRT as the navigation post-processing system and the network
set-up as described in Network Set-Up (Section 3.4.5.1) the maximum value
of the semi major axis of the 1 sigma error ellipses is:

Guns:                 3 metres
Streamer fronts:      3 metres
Mid streamer:         4 metres
Streamer tails:       3 metres

Orientation of the error ellipse should be monitored. Significant changes
indicate loss of observations.

SPRINT/NRT outputs error ellipses and other QA parameters at the 1 sigma
level. To establish corresponding figures at the 95% probability level, a
multiplication factor of 2.45 should be used.
3.6.2 Positioning Equipment Required
3.6.2.1 Surface Positioning
a) DGPS systems. The vessel will have two independent DGPS systems. The
systems are expected to be equal in precision and reliability.
b) RGPS
- All of the sub-arrays shall have an RGPS unit.
- A minimum of three tail-buoys shall have RGPS units.
c) One GPS Heading Reference and Gyro Compass.
3.6.2.2 Streamer Positioning
The position of the streamers can be derived by using the Full Streamer
Acoustic Method.
3.6.2.2.A Full Streamer Acoustic Method
a) Acoustic units. Maximum inline distance between acoustic transceivers
will be 450m. Maximum distance between compasses 1200 meter.

3.6.2.2.B Lateral Steering
b) ebird should be used in fan mode to spread the tail up to 20%.
3.6.3 Water Column Profiling System and Echo Sounder
a) A Velocimeter or T/S sensor with a depth capacity to reach the bottom
in the survey area is required.
b) A Digital Echo Sounder is required. The system will have a frequency
suitable for the water depth.
3.6.4 Sensor Performance Criteria
3.6.4.1 Differential GPS (DGPS) HDOP should be less than 3.0

At least one of the two DGPS systems should be operational. For systems
not using global ephemeris corrections, corrections from a minimum of two
reference stations (at different geographical locations) is required for a
valid solution.

Maximum difference between positions derived with corrections from the
various reference stations, within one system, shall be 3 m radial.

The difference between primary and secondary DGPS shall be less than 5
metres on a shot-to-shot basis. The average difference over a line should
not be more than 1.5 m.
3.6.4.2 Relative GPS (RGPS)
A minimum of three tailbuoys shall have operational RGPS units(one on
starboard and one on port side). This minimum will only be allowed when
the acoustic tail network meets the Acoustic Ranging specification in
Section 3.4.4.4.

A valid fix for the remote unit should not have less than 4 common
satellites with the master (vessel). For all satellites, the elevation
should be above 8°.
3.6.4.3 Acoustic Ranging
When Full streamer acoustics is applied, no more than 1 acoustic unit for
each 2000m of streamer can be non-operational. Two adjacent units in-line
should not be bad.
3.6.4.4 Echo Sounder
Water depths will be recorded and displayed online.
3.6.5 Network Quality
3.6.5.1 Network Set Up
Results from a Least Squares Adjustment might vary with the set-up of the
individual system. Figures and parameters referred to are based on
processing with SPRINT/NRT. For evaluation of raw data quality,
SPECTRA/ORCA results may also be used. DGPS quality measures (including
unit variance, MDE and reliability) shall conform to UKOOA guidelines. The
limits for Node Quality are based on a priori standard deviations (SD) for
the observations. The a priori standard deviations are used to weight the
observations for obtaining the positioning solution. Weights are defined
as 1/SD2. Depending on the quality of the raw data the weighting shall be
as indicated in the table below:

ALL VALUES ARE 1  Standard Errors
OBSERVATION A priori SD used for weighting of normal data
UNITS Weight
W=1/SD2
Surface Navigation point 1.5 (See note 1) Metres 0.44
Position DGPS (Easting)
Surface Navigation point 1.5 Metres 0.44
Position DGPS (Northing)
RGPS range 2 Metres 0.25
RGPS bearing  ( See note 2) Radians
Acoustic ranges < 300 meters 0.5 Metres 4.0
Acoustic ranges > 300 meters 1.0 Metres 1.0
Acoustic range to/from guns/vessel 0.7 Metres 2.0
GPS heading (Seapath) Gyro 0.5
1.0 Degrees
Degrees 4.0
1.0
Compasses 0.5 (See note 3,5) Degrees 4.0
Distance between Acoustic units mounted on the same streamer used to
connect front, mid and tail net. 0.5m +0.3%
(See note 4) Metres

Notes for table:
1. Both primary and secondary systems should be treated similarly. It may
be justifiable to down-weight one system due to quality or reliability,
however, it is preferable to include both systems in the solution.
2. Based on an estimated accuracy of 2m for the RGPS an angular precision
may be estimated using the range to the tail buoy. When computed using
radians this is achieved by "0" x "tail buoy range" = 2m
3. The first compass used should be the compass on the first active, it is
possible that this compass will be noisier than the others and weights may
be adjusted accordingly. Compasses on stretch sections should be
disregarded. (i.e. compasses in birds that are put on for streamer depth
control only)
4. This is entered into SPRINT in this format and defines the confidence
in the section lengths.
5. Compass SDs can be increased to 20 when shooting in poor conditions, if
a single acoustic network solution is employed. The office should be
informed when this is done.

Any Client operated processing/QA systems should have corresponding
settings.
3.6.5.2 Redundancy
- Each Gun-Array: A minimum of three lines of position is required
- Front and Tail of Each Streamer: At least one of the acoustic units
should be fixed by a minimum of three lines of position with acceptable
geometry; alternatively two units on the same streamer can have two lines
of position.
3.6.5.3 Unit Variance
Unit variance values for adjustments performed with SPRINT/NRT are
expected to be in the range 0.2-0.5. Variations from the general level
over a line indicate one or more bad observations, and calls for a closer
investigation.

If no changes have been made to the configuration or equipment set-up, a
new line should have a Unit Variance comparable to the previous values.
3.6.5.4 Tail Misclosures
Tail-end misclosures offer a good check against any gross errors and
should therefore be closely monitored.

Systematically high values of the in-line tail misclosures can result from
several sources, the most likely being offset errors or sub-optimal
estimates for the streamer stretch. If this is higher than 5 m (or 10m for
streamers with Vectran stress members (RDH streamers)) detailed checks and
investigations should be done in order to identify the cause(s).

Cross-line misclosures should generally be less than 25 m. If all
streamers display the same figure it indicates that the applied magnetic
deviation might be incorrect. Magnetic anomalies in the vicinity of the
area might result in large variations in the misclosure over a line.

3.6.5.5 Residuals
All residuals should be monitored. Values not varying around 0 indicate a
bias somewhere in the network. This might be in one or more of the
observations, but most often means a sub-optimal offset. An investigation
should be undertaken if the following are exceeded:

Observation Type     Mean Residual     Maximum Residual
Surface Navigation
point position DGPS
(Easting/Northing)              1.5 meters      3.0 meters
RGPS Range                      1.5 meters      3.0 meters
RGPS Bearing                    0.5 x assessed  2.0 x assessed
                                standard error  standard error
Acoustic Ranges
to/from Vessel                  0.7 meters      2.5 meters
Acoustic Ranges
to/from Guns                    0.7 meters      2.5 meters
Acoustic Ranges
Inter-streamer < 300 meters     0.5 meters      2.0 meters
Acoustic Ranges
Inter-streamer > 300 meters     1.0 meter     4.0 meters

3.6.6 Positioning Computing Systems
3.6.6.1 Integrated Navigation System
The integrated navigation system shall be used to provide an integrated
online positioning solution for the sources and receivers and shall
provide QC functionality.
3.6.6.2 Real Time Binning System.
The real time binning system shall produce:
- Real time binning on colour Video Display Unit for all traces (or
alternate traces if required) and / or for the defined offset groups.
- Displays and plots showing the status of coverage for different offset
groups to evaluate the amount of infill required.
- A real time display shall be located on the bridge.
3.7 GRID DEFINITIONS
The grid definitions used in navigation, seismic QC and seismic processing
shall be identical.

4 REQUIREMENTS PRIOR TO COMMENCEMENT OF SURVEY
4.1 HSE AND QUALITY MANAGEMENT
Details of the HSE Management & Organisation and the Quality Management
Systems shall be available to the Survey Operator.

The most recent, vessel SMS (safety management system) audits and
operational audits for all vessels including support vessels- involved in
the survey shall be made available to the Survey Operator prior to
commencement of work. Audits are expected to be no older than 1 year.

A list of outstanding action points from audits and safety meetings and
shall be made available to the Survey Operator prior to commencement of
work.
4.2 SEISMIC EQUIPMENT
1. A set of monthly instrument tests will be carried out in accordance
with Section 9 and results may be required to be sent to a third party
onshore for verification.
2. There shall be no more than 1% bad traces at each deployment.
3. Streamer depth sensors (not including streamer module depth indicators)
to be verified at zero depth.
4. Streamer balance will be carried out whilst towing at production speed.
Streamers should stay at the correct depth with minimal assistance from
the depth controllers, i.e. when streaming at normal depth and speed
average wing angle over a 10 minute period per depth controller should not
exceed +/- 5°. In extreme current conditions this specification may be
relaxed. If the data are not failing on any other criteria, such as bad
trace or streamer depth, the data should not be rejected on the grounds of
fin angle alone.
5. Polarity convention shall be in accordance with the SEG committee on
technical standards. A compression at the hydrophone shall produce a:
a) Negative value on tape.
b) Downward deflection on the camera monitor
c) White trough on the single plot section recorder
6. Additional for GeoStreamer polarity: an upward motion of a seismic
motion sensor will give the same polarity as a pressure increase detected
by a pressure-sensitive hydrophone. (SEG)
7. Polarity shall be verified at the start and end of the survey and each
time a streamer section is replaced. Detailed inspection of shot plot
on-line is acceptable as proof of verification of polarity.
8. If requested, a streamer sensitivity test will be carried out by using
a calibrated hydrophone or other reference system. The streamer
sensitivity or amplitude dispersion can be obtained by analysing the
relative amplitude between the traces, using the on board Geophysical QC
System operated by Acquisition Contractor. Evaluation can be obtained
either by using the first arrivals of a shot or a reference sine wave.
Results should be < 3 dB from nominal specification value.
9. If requested, the following documentation shall be provided prior to
the survey:
a) Description of the acquisition system with a flow path of the seismic
data through the system.
b) Description of the shot record sequence (timing chart with gun fire
time and recording system start).
c) Description of the digital format used and extended header.
d) Description of the seismic tape header appropriate for the survey
parameters.
e) Timing diagram of the acquisition of positioning data.
f) Source and streamer configuration and deployment diagrams.

4.3 NAVIGATION AND GEOMETRY
1. Check and verify DGPS and RGPS set-up and validity of latest
verification.
2. Check and verify most recent calibrations of the gyro-compasses and GPS
Reference Heading System (if applicable).
3. During mobilisation the following components shall be accurately
measured, marked and documented:
a) tail buoy ropes (if applicable)
b) towing chains and bridles
c) locations of acoustic transponders & compasses relative to streamer
groups
d) gun locations and distance
e) float chains and inter-connecting chains
f) locations of acoustic transponders & any RGPS units relative to
individual gun depth ropes
4. If magnetic compasses are used, the predicted magnetic declination at
the time of the survey for the Survey Area shall be derived using the IGRF
10 model, or similar source shall be available.
5. If requested, the following documentation shall be provided prior to
the survey:
a) Some existing P2/94 data for format verification purposes.
b) Antenna diagrams and location of all navigation reference points.
c) Acoustic network diagrams.
d) A printout of all the parameters input into the binning system.
6. The echo sounder shall be operational.
7. The depth of the echo sounder transducer will be established.
4.4 SOURCE
1. Detailed nominal source description (volume, pressure and xyz location)
will be provided to Survey Operator.
2. Amplitude versus frequency spectra and a number dump will be provided
to Survey Operator.
3. Acquisition Contractor will provide the results from a modelled far
field signature through the production recording filters and nominal
source depth.
4. Acquisition Contractor will provide the results from a drop-out test
for the proposed production array.
5. Source depth sensors to be calibrated at zero depth.
6. Shotpoint firing diagram and the timing events of a record, delays
applied to data, including firing delay between the Start of Record and
Field Time Break. This must be auditable, i.e. produce hard copy printouts
of oscilloscope records explicitly showing the time delay between the shot
(T0) and start of recording.
7. Source firing cycle time at nominal volume and pressure must be
verified to meet survey requirements.
8. Individual gun 'bubble test' to verify chamber sizes.
9. Gun firing test to check that every gun is identified correctly at the
Gun Controller and in the correct navigation system header/slot.
10. Gun Controller timing windows and thresholds must be set in such a way
as to correctly flag mistimings, misfires and autofires.
11. Pressure drop test at manifold. The pressure should hold within 10% of
the nominal pressure over 15 minutes, without shooting.

5 PERFORMANCE STANDARD AND ACCEPTANCE LIMITS
5.1 SEISMIC EQUIPMENT
The performance of the equipment shall meet manufacturer's operational
specifications.
5.2 SEISMIC NOISE
Final decisions on acceptable levels of noise will primarily be based on
the use of onboard processing / QC systems to evaluate the effects of
noise on the data.

Streamer noise will be recorded on seismic tape immediately before the
first shot and immediately after the last shot of each line. Prior to
taking the noise records, the guns should not be fired for a period of 20
seconds. Streamer noise shall be produced on a video display and plotted.
Line number, date and time, water speed and sea state will be annotated on
the monitor records.

Recorded raw hydrophone data will be available to Survey Operator at any
time for specific QC analysis unless data have been despatched for
processing. All specs in this chapter are valid for the Hydrophone
recordings.
5.2.1 Streamer Noise
Streamer noise will be given in µB RMS and measured through the
Geophysical QC System with a 3-6-90-120Hz filter applied. Measurements
will be made over the full record length and at the specified tow depth.
As a guideline RMS noise levels on the hydrophones should not exceed:
 (Additional QC)
For the groups in the first 100m of active streamer:
20 µB (15 µB)
For the groups between 100m to 200m from the head of the active streamer:
12 µB (12 µB)
For groups at the location of acoustic units or streamer depth
controllers:
12 µB (12 µB)
For all other groups:
8 µB (6 µB)

GeoSensor noise should be reviewed after appropriate noise suppression.
The RMS noise level of any given group should then not exceed the local
average of its neighbours.

In the event that noise exceeds the Additional QC levels indicated above
lines will be subject to additional QC review onboard by Client and for
further verification onshore if deemed necessary.
5.2.2 Swell Noise
Acceptable levels of swell noise should be decided after a review of the
QC processing and/or evaluation using noise rejection processes.
5.2.3 Coherent Noise
During any periods of seismic interference or other directional noise, the
levels of coherent energy (interference noise) recorded must be monitored.
When these noise levels exceed the following guidelines, it is necessary
to analyse the interference in detail when peak amplitudes can be
important. To avoid ambiguity, all levels should be reported in µB and the
following terms should be used when discussing coherent noise levels:
Average RMS amplitude value in a fixed 500ms long window taken across all
traces in a field record.
Maximum RMS amplitude level obtained from a 500ms long window within the
noise train.

If the levels of coherent noise exceed the following guidelines or upon
request by QC representative, data quality should be judged on a review of
QC processing and/or evaluation using noise rejection processes. Where
strong seismic interference is to be considered for acceptance, migrated
data should also be looked at to ensure that data is not degraded in the
zone of interest.

These guidelines assume the arrival time of the interference is random,
i.e. not occurring at the same time on every shot.

Noise coming from astern Noise coming from ahead/abeam
Moveout (per 1000m) < 70 ms 70-275 ms > 275 ms 0-200 ms
200-420 ms > 550 ms
Max. Noise (µB RMS) 10-12 B     35-40 B 50-60 B
8 B 12-25 B40-50 B

5.3 DEFINITION OF BAD TRACES
For a given shot, a trace will be considered bad if:

a) The sensitivity is down by more than 3 dB down from the manufacturer's
specification.
b) The signal is distorted or out of phase by more than 0.25 sample
period.
c) The trace fails to meet the streamer noise specification as defined in
Section 5.2.1.
d) The trace fails the Daily Test.
e) The trace is open circuit or intermittent.
f) The trace has a spike.
5.4 BAD TRACE LIMITS
During a period of continuous recording, the total number of bad traces
per streamer shall not exceed:

- The near channel
- 1 channel in the 1st 10 channels
- 2 adjacent channels
- 2 % per streamer, within the closest 3km streamers
- 3 % per streamer, on the furthest 3km streamers
5.5 DEFINITION OF BAD STREAMER
Data from any single streamer should be considered invalid for the
affected shot range when:
a) The streamer does not meet Positioning Specifications in Section 3.4.1.
b) The traces from the streamer do not meet the Bad Trace Limits
specification in Section 5.4.
c) The streamer does not meet Streamer Towing Tolerance in Section 3.2.1.
d) More than 3 depth indicators (not including module depth indicators)
per 3000m of streamer are not operational (not applicable for redundant
sensor). Failed sensors should not be adjacent.
e) The streamer does not meet Streamer Depth Tolerances in Section 3.2.2.
Depending on the results after QC processing, it may be possible to edit
only the affected trace range. Data from the affected traces should be
edited after pre-processing.
5.6 DEFINITION OF BAD RECORD
A record will be considered lost if:
a) Source does not meet General Source Specifications in Section 3.1
b) An air-gun autofires or misfires.
c) Firing delay between the Start of Record and the Field Time Break not
known or not recorded.
d) Recording instruments not performing to manufacturer's specification.
e) Loss of magnetic tape recording of seismic data.
f) Source and receiver position accuracy does not meet the Positioning
Specifications in Section 3.4.1.
g) Streamer noise levels do not meet Seismic Noise specifications in
Section 5.2
h) Seismic file number cannot be referenced to shot number.
5.7 CONDITIONS WHEN ACQUISITION MAY NOT COMMENCE Recording may not
commence on a line if:
a) Any of the conditions specified in Definition of Bad Streamer in
Section 5.5 apply. Note that under some circumstances a line may be shot
with less than the nominal number of streamers if in-water repairs are not
possible, providing this gives useful coverage. As soon as repair is
possible it should be done.
b) The required number of depth indicators (not including streamer module
depth indicators) as specified in Section 3.2.3 is not operational.
c) Any of the conditions specified in Definition of Bad Record (Section
5.6) apply.
d) Air pressure drop in the gun lines at the manifolds fails to meet
requirements. The pressure should hold within 10% of the nominal pressure
over 15 minutes, without shooting.
e) The online QC functionality for monitoring the performance of the
sources, the streamers and the navigation systems is not operational.

5.8 CONDITIONS TO DISCONTINUE ACQUISITION OF A LINE Work is not to
continue on a line if:
a) There are more than 7 consecutive lost records, or there are 12 lost
records in the span of 100, or there are 4 consecutive records missing
data for the same source, or the cumulative number of lost records exceeds
5% for the entire line. Here, the term "record" refers to an FFID, the
phrase "missing data" refers to data which is either not recorded or is
not recorded with sufficient integrity to allow accurate processing, and
the phrase "lost record" refers to any FFID in which the data is not
recorded or is not with sufficient integrity to allow accurate processing.
b) The number of bad traces exceeds the specification given in Bad Trace
Limits (Section 5.4). A line may be continued with a reduced number of
streamers, subject to coverage criteria.
c) Source QC is not operational.

Acquisition Contractor may elect to leave a gap in coverage within a line
for later re-shooting, subject to Run-in, Run-out and Reshoot Requirements
(Section 5.9). All such occurrences shall be noted in the daily report to
the Survey Operator. Any portions of lines out of specification shall be
edited from the 3D binning database.

Annulled data (which is subsequently reshot) must be clearly identified as
such on the following:
a) Field tapes
b) Observers logs
c) Navigation logs
d) Reports. In particular, it is essential that the navigation logs and
observer's logs are reconciled. If the shot number recorded on the
navigation system or seismic recording system fails to increment at a shot
the Acquisition Contractor will duly confirm the failure on both
observer's and navigator's logs.
e) Navigation processing logs.
5.9 RUN-IN, RUN-OUT AND RESHOOT REQUIREMENTS
a) Run-in and run-out are required to ensure full fold coverage over the
pre- plot area.
b) The first shot point on a line will be fired when the position of the
near trace CMP coincides with the start co-ordinates.
c) As far as is possible all lines shall be recorded in one pass.
d) A minimum line segment for first pass prime lines will not be less than
5 km unless otherwise imposed by the seismic programme. Shorter line
segments will be reshot.
e) Any line re-shot shall be recorded in the same direction as the line it
replaces.
f) 10 shots overlap will be considered sufficient for reshoots if feather
matching is good, so data can be merged/borrowed for later processing.
Every effort shall be made to match adjacent line feathering in order to
minimise infill.
g) Infill shall be acquired in the same direction as the prime line except
in the transition zone between swathes.
h) The streamers shall be exhibiting no evidence of a turn, unless the
turn is impeded by obstacles.
i) Soft start of the source is required.

6 QC REQUIREMENTS & END OF LINE PRODUCTS
6.1 QC REPRESENTATIVE'S RESPONSIBILITIES
The representative will be responsible for the audit of all the QC
functions carried out by Acquisition Contractor.
6.2 ACQUISITION CONTRACTOR'S QC SYSTEMS
To ensure quality all aspects of acquisition need to be monitored. Gun
Controller, Recording Instrument, Navigation Computing System have QC
functions. On top of this a Geophysical QC System is required. Together
these systems are required to provide the quality control products as
specified in this section.
6.3 SEISMIC QC
a) Streamer noise shall be monitored, both by viewing shot records and by
viewing RMS values.
b) Streamer depths shall be monitored.
c) A brute stack before noise attenuation shall be produced and reviewed
shortly after EOL.
d) A Pup brute stack shall be produced for marginal lines.
e) The header of each record should contain the file and shot point
identification (fire time and source identifier), and the trace
identifiers.

After each line the following shall be produced:
-     PGS standard Observers log. All bad records, bad streamers, bad
traces, bad line segments and gun drop-outs shall be accounted for.
6.4 SOURCE QC
During acquisition the following shall be monitored:
a) Synchronisation of the guns.
b) Air pressure at the sub-arrays.
c) Gun depths and source volumes.
d) Near field phones.
e) Time reference as recorded.

The results at the end of any line or line segment will be available for
each source in summary log printed form and/or graphic plots. This log
will include, but not necessarily be limited to, the following:
-     Air pressure variations during the line.
-     Volume variations during the line.
-     Individual gun synchronisation accuracy and standard deviation.
-     Minimum and maximum timing errors from zero time.
-     Shots affected by bad gun performance (e.g. mistiming, misfire,
autofire).
-     Gun Controller settings including autofire threshold and detection
windows.

6.5 NAVIGATION QC AND END OF LINE INFORMATION
Online the quality of the navigation solution and the performance of the
individual navigation sensors shall be monitored.

At the end of line the following products are expected:
a) Navigation Line Log with general line information.
b) A line information file including statistical analysis will be produced
at the end of each line. The analysis shall be defined in conjunction with
Survey Operator and Survey Operator's representatives and will include:

*     SP interval and shot time interval
*     network quality
*     comparisons of first and second navigation systems
*     front end separations
*     tail end separations
*     angular misclosures
*     inline misclosures
*     source array separations
*     node error ellipses
*     water depths
*     feather angles
*     streamer depths (individual sensors)
*     compass headings
*     acoustic ranges
*     sound propagation velocity at streamer depth

FLQC: The first navigation sequence will be sent for independent QC and
verification for comparison with PGS processed navigation.

6.6 QC OF COVERAGE
The adequacy of obtained coverage must be monitored online.

An edit log needs to be maintained and an off-line binning database needs
to be maintained incorporating post processed navigation and excluding all
bad traces, shots and streamers (i.e. all edits).

Displays from the off-line binning database shall be produced as required
for infill decisions.

Fold analysis displays for 1 single offset class located in the middle of
each of the larger acquisition Offset Groups defined in section 1.8 shall
be available if requested for infill decisions.

6.7 QC FOR MULTI BOAT OPERATIONS
Prior to the start of multi-vessel operations the following shall be
checked:
a) Master and slave vessels sources/cable offsets corrections.
b) Sailed lines and CMP line numbering convention during acquisition, etc.

During acquisition regular check of the radio link, timing synchronisation
and the validity of the data transmitted shall be made, including:
a) Location of each vessel.
b) Shotpoint number.
c) Shotpoint co-ordinates.
d) Zero time (field time break), data link and timing accuracy.
e) Reference time
f) Gun mask description (source/cable identification) and gun status (if
applicable)
g) Radio transmission confirmation.
h) Streamers/sources geometry data.
i) Identification of the vessel, source, streamer configuration recorded
by the:
- Integrated navigation system
- Seismic acquisition system (in the extended header of each line
recorded)
6.8 SEISMIC DATA CAPTURE FOR QC
Capture and storage of the following files to a disc accessible to the
Geophysical QC System:
a) All traces for one streamer and one source. Normally this shall be for
the source receiver combination for the CMP line representing the
sail-line, or rotated through each source/streamer combination.
b) The data from the group giving the shortest shot-receiver offset for
each streamer to both sources.
c) Single trace common offset cube should be produced to check for
anomalies and miss-ties between sail lines. Inline, cross-line and
time-slice displays shall be viewed to check for potential navigation
merge errors.
d) RMS values for all traces over a noise window A: a clean window within
the first 0.5 s of the record.
e) RMS values for all traces over a signal window B: to be defined at
mobilisation.
f) RMS values for all traces over a noise window C: a noise window within
the last second of the record.
6.8.1 Off-line Seismic QC Products
a) Processing of one CMP line per traverse to stack using a Processing
Sequence defined by Survey Operator.
b) If Data Processing group is not present onboard, velocity data is to be
stored as CMP/time/velocity data in standard ASCII format (media to be
agreed upon).
c) NMO corrected Common Offset Cube using data as specified in Seismic
Data Capture, Section 6.8: Time slices at 100 ms above water bottom, 100
ms below water bottom, 200 ms below water bottom and 500 ms below water
bottom.
d) Plot the near traces at a suitable scale with the arrival time of the
direct wave as predicted from the post processed navigation data overlaid
automatically. When "deep water delay" is enabled: the same procedure is
to be applied to a series of QC shots before and after the line, with the
DW delay OUT.
e) For CLO, near field hydrophones are recorded on both vessels and the
observed firing sequence is compared against the predefined source
sequence.
f) Near field hydrophones are recorded on board both vessels and checked
for air leaks, auto fires, depth sensors, pressure sensors, fired volume,
and gun timing for all sources.

7 DELIVERABLES AT END OF SURVEY

7.1 REQUIRED DELIVERABLES TO PGS MC3D OWNER

a) FastTrack PostStack Time Migrated Volume in SEGY format on 3592 media
b) Raw P-UP with Nav Merge, Reformat Shot Gathers in SEGY format on 3592
media
c) Demutiple Gathers in SEGY format on 3592 media
d) PreStack Time Migrated Gathers in SEGY format on 3592 media
e) Full PreStack Time Migrated Volume (Raw and Final Filtered & Scaled) in
SEGY format on 3592 media
f) Near, Mid & Far Angle Stacks (Raw and Final Filtered & Scaled) in SEGY
format on 3592 media
g) Stacking/Migration Velocity Fields in ASCII format on DVD
h) Exchange Format Bin Center Coordinates in UKOOA format on DVD
i) Acquisition and Processing Reports in Digital format on DVD.

7.2 END OF SURVEY REPORT
The Acquisition, Navigation and Seismic Processing QC sections of the
Survey Report shall complement one another (referencing other sections
when appropriate), but avoid duplication.

The Acquisition section of the Survey Report shall include, but not be
limited to:

a) Vessel
b) Area
c) Period
d) Operational Summary
e) Seismic Layout
f) Equipment Used
g) Acquisition Parameters
h) Final total prime km and square kms
i) Final total infill km
j) Final total reshoot km
k) Timing breakdown
l) Total chargeable time
m) A daily log of events
n) Equipment operation statistics by category, e.g. source, recording etc.
o) Data despatch details covering all logs and magnetic media.
p) Conclusions and recommendations.
q) HSE summary, including number of unsafe acts and listing near misses
and incidents

7.3 DATA SHIPMENTS
Electronic and paper transmittals are required to accompany any shipments.
Recipients should be notified by e-mail or fax of any data shipments.
Proper precautions will be observed in sealing, storing and transporting
both unrecorded and recorded tapes or cartridges.

8 REPORTING
8.1 ACQUISITION CONTRACTOR'S DAILY REPORTING
The QC Representative shall have access to the following details of the
previous 24 hrs operations:

a) Safety incidents
b) Incident status
c) Environmental incidents
d) Current status
e) Weather forecast
f) Plan for the next 24 hrs
g) Lines recorded (prime, infill and re-shoot)
h) Prime CDP km recorded
i) Infill km recorded
j) Reshoot km recorded
k) Prime CDP km accepted
l) Prime square km accepted
m) Infill km accepted
n) Reshoot km accepted
o) Daily sail line km
p) SP range of each line
q) Line status (complete, incomplete, not to be processed, etc.)
r) Diary of events
s) Timing breakdown
t) Operational / technical breakdown
u) Quality control observations
v) Timing / chargeable km disputed
w) Status of the on board seismic QC processing
x) Status of the on board production processing
y) Status of the on board navigation processing
z) Exceptions to the technical specifications

8.2 QC REPRESENTATIVE'S REPORTING
QC Representatives will report directly to Survey Operator.
- Daily reports in a format to be specified.
- Weekly reports detailing weekly production, safety updates and any
relaxation of specifications in a format to be specified.
- Monthly. A monthly review including details of all accepted chargeable
data acquired etc. a format will be specified.
- In the reporting it should be clearly stated which lines were accepted
after additional qc.

9 RECORDING INSTRUMENT TESTS
The results of the computer and test analysis evaluation will be submitted
to Survey Operator.
The weekly tests should be recorded on a dedicated tape. The instrument
tests will be performed as manufacturer's specifications.
Streamer noise analysis will include residual shot noise and vessel noise.

ANEXO 3 Contrato para la ejecución, mercadeo y participación en los
ingresos de un programa para la adquisición y procesamiento de datos
sísmicos tridimensionales en Costa Afuera del Uruguay entre ANCAP y PGS
GEOPHYSICAL AS

ENTREGABLES UTILIZANDO LA TECNOLOGÍA DE DATOS GEOSTREAMER® DE PGS

Los términos y condiciones siguientes se aplicarán a todos los datos
sísmicos en 3D que se adquieran en la ejecución del trabajo utilizando la
tecnología de Datos GeoStreamer® de PGS. En caso de cualquier conflicto o
discrepancia entre las definiciones y condiciones especificados en este
ANEXO 3 y el Contrato y sus otros Anexos, los términos y condiciones
listadas en este ANEXO 3 tendrán precedencia.

1. Definiciones

Los términos en mayúscula en este ANEXO 3 tendrán los mismos significados
que aquellos en el Contrato; sin embargo, para los fines de este ANEXO 3
se aplicarán las siguientes definiciones adicionales:

"Datos GeoStreamer®" significa Datos P-UP o todas o cualquier combinación
de los Datos P-UP, H-RAW y H-REC.

"Datos H-RAW" significa los datos de presión, sin procesar, fusionados con
la navegación (disparos en formato SEG-Y).

"Datos H-REC" significa los datos de presión total reconstruidos según
profundidades de arrastre especificadas (pueden ser entregados como
disparos, gathers CMP o apilamientos).

"Datos entregables GeoStreamer® opcionales" significa Datos H-RAW, Datos
H- REC.

e. "Datos P-UP" significa datos de presión ascendente (pueden ser
entregados como disparos, gathers CMP o apilamientos).

f. "Datos entregables GeoStreamer® estándar" significa Datos P-UP.

g. "Terceros" significa cualquier persona, entidad o parte diferente de
PGS o ANCAP o sus afiliadas; siempre que dicho afiliado no sea un
competidor de PGS con respecto a la tecnología de Datos GeoStreamer®.

2. Descripción de Datos GeoStreamer®

2.1 Los datos en 3D utilizando la tecnología de datos GeoStreamer® según
se establece en el Alcance del trabajo (Anexo 1) del Contrato.

3. Reconocimiento de Datos GeoStreamer®

ANCAP reconoce que los Datos GeoStreamer® adquiridos en virtud del
Contrato serán adquiridos por PGS utilizando nuevos métodos y tecnologías
de propiedad exclusiva incorporados en los cables PGS GeoStreamer® y
desarrollados a un costo muy elevado para PGS.

Con el fin de proteger los derechos de propiedad exclusiva de PGS, las
restricciones establecidas en la Sección 4 de este ANEXO 3 respecto al
acceso, Divulgación, Transferencia y Uso de los Datos GeoStreamer® serán
aplicables a todos los Datos GeoStreamer® adquiridos en virtud del
Contrato.

Una contravención o incumplimiento de cualquiera de estas restricciones
será considerada como un incumplimiento material del Contrato y será causa
de la recisión inmediata del Contrato.

4. Restricciones de Datos GeoStreamer®

4.1 Los Datos entregables GeoStreamer® estándar combinados con uno o todos
los Datos entregables opcionales GeoStreamer®:

Si los Datos entregables GeoStreamer® estándar (Datos P-UP) se entregan a
ANCAP junto con los Datos entregables GeoStreamer® opcionales (Datos H-REC
y/o Datos H-RAW) se aplicarán las siguientes restricciones durante un
período de dos (2) años a partir de la fecha de recibo de ANCAP de los
Datos GeoStreamer® ("Período Confidencial"):

i) Los Datos P-UP y los Datos H-RAW no pueden ser entregados a un mismo
Tercero al mismo tiempo dentro del Período Confidencial. Para fines de
clarificación, si se requiere procesamiento adicional, ANCAP puede enviar
los Datos P-UP a dicho Tercero para su procesamiento y al terminar dicho
procesamiento, ambos Datos, los originales P-UP y la versión reprocesada
deberán ser devueltos a ANCAP antes de enviar los Datos H-RAW al mismo
Tercero para su procesamiento. Consecuentemente, solamente uno de los dos
juegos de Datos puede ser procesado en un momento dado por dicho Tercero
en nombre de ANCAP. Esto no impide a ANCAP tener dos juegos de datos
procesados simultáneamente por ANCAP misma o por PGS.

ii) Los Datos P-UP y los Datos H-REC no pueden ser entregados a un mismo
Tercero al mismo tiempo dentro del Período Confidencial. Para fines de
clarificación, si se requiere procesamiento adicional, ANCAP puede enviar
los Datos P-UP a dicho Tercero para su procesamiento y al terminar dicho
procesamiento, ambos Datos, los originales P-UP y la versión reprocesada
deberán ser devueltos a ANCAP antes de enviar los Datos H-REW al mismo
Tercero para su procesamiento. Consecuentemente, solamente uno de los dos
juegos de Datos puede ser procesado en un momento dado por dicho Tercero
en nombre del ANCAP. Esto no impide a ANCAP tener dos juegos de datos
procesados simultáneamente por ANCAP misma o por PGS.

iii) Cualquier juego de datos en procesamiento que incluya cualquier Dato
entregable GeoStreamer® opcional por parte del ANCAP misma, PGS o
cualquier Tercero no deberá venderse, transferirse, utilizarse, ni
divulgarse a Terceros sin el consentimiento previo y escrito de PGS.

4.2 Productos GeoStreamer® adicionales

Todos los productos GeoStreamer® adicionales entregados a ANCAP utilizando
la tecnología de Datos GeoStreamer® de PGS estarán sujetos a las
siguientes restricciones durante un período de dos (2) años a partir de la
fecha de recibo de ANCAP's del producto GeoStreamer® ("Período del
producto"):

Los productos GeoStreamer® adicionales no serán entregados a ningún
Tercero para su procesamiento durante el Período del Producto; sin
embargo, dichos productos pueden ser procesados ya sea internamente por
ANCAP o por PGS.

Los productos adicionales GeoStreamer® no deberán venderse, transferirse,
utilizarse ni divulgasrse a Terceros sin el previo consentimiento escrito
de PGS.

ANEXO 4 Contrato para la ejecución, mercadeo y participación en los
ingresos de un programa para la adquisición y procesamiento de datos
sísmicos tridimensionales en Costa Afuera del Uruguay entre ANCAP y PGS
GEOPHYSICAL AS

RE: Carta Acuerdo entre PGS Geophysical AS, la Administración Nacional de
Combustibles Alcohol y Portland y ______, concerniente a la Adquisición de
Datos Multicliente para los contratos de producción compartida de los
Bloques _____, de la Plataforma Marítima de Uruguay ("PSCs").
PGS Geophysical AS, sociedad constituida según las leyes de Noruega, con
domicilio legal en Strandveien 4, 1366 Lysaker, Noruega ("PGS"), la
Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland, con domicilio
legal en Paysandú y Avenida Libertador Brig. Gral. Lavelleja, Montevideo,
Uruguay, CP 11000 ("ANCAP"), y _____, con domicilio legal en _____, a
través de su sucursal en Uruguay, _____ (RUT ______) con domicilio legal
en _______, Montevideo, Uruguay, _______, celebran la presente carta
acuerdo ("Carta Acuerdo") en relación a la adquisición de datos
multicliente que cubren el PSC y confirman los siguientes acuerdos de cada
una de las partes según se detallan a continuación:
1. ______ otorga a PGS la autorización para desarrollar y realizar la
adquisición de datos sísmicos y los servicios de procesamiento, sin
propiedad exclusiva, en las Áreas ______ (aproximadamente 13.640
kilómetros cuadrados), en la plataforma marítima de Uruguay (la
"Adquisición Sísmica") y se hará referencia a dichos datos como "Datos
MultiCliente")).

2. Es la intención de _____ comprar una licencia de Datos MultiCliente de
PGS de acuerdo con los términos del acuerdo de licencia que se celebrará
entre PGS y ______ ("Licencia MultiCliente"). Sin perjuicio de las
obligaciones de PGS según la Licencia MultiCliente, ______ reconoce que la
responsabilidad de completar el Programa Exploratorio Comprometido para
los Bloques ______ continuará siendo de ______ y cualquier incumplimiento
por parte de PGS de completar todo o parte de la Adquisición Sísmica no
libera a ______ de dicho compromiso.

3. ANCAP confirma que la compra por parte de ______ de una Licencia
MultiCliente a PGS, cumplirá con la obligación de ______, también conocido
como el "Contratista" en los PSCs, de llevar adelante el Programa
Exploratorio Comprometido según el artículo 8.2.1 de cada uno de los PSC y
el Anexo II de cada PSC en base a lo siguiente:
a. Si PGS adquiere la totalidad de
    los Datos (según se define más
    adelante en la presente), entonces
    la compra por parte de ______ de
    la mencionada Licencia
    MultiCliente cumplirá con el
    Programa Exploratorio
    Comprometido;
b. Si PGS adquiere menos de la
    totalidad de los Datos, entonces
      ______ habrá cumplido únicamente
    con esa parte del Programa
     Exploratorio Comprometido según
    la Licencia MultiCliente (y de
    acuerdo con la cláusula 2 que
    antecede, ______ tendrá la
    obligación de cumplir con la parte
    pendiente del Programa
    Exploratorio Comprometido).

Los Datos serán:
* En relación con el Bloque _____, _____ km2 de sísmica 3D y su
procesamiento
ANCAP acuerda que, los costos en los que incurra ______ (como Contratista)
en relación con la compra de la Licencia MultiCliente a PGS, serán
considerados como "Costos" y/o "Inversiones", según sea el caso, según los
términos de cada uno de los PSCs.
PGS realizará todas las actividades asociadas con la adquisición y
procesamiento de los Datos de acuerdo con los estándares de la industria
internacional aceptados.

ANCAP reconoce que el inicio de las operaciones de PGS en Uruguay dará
cumplimiento con la obligación de ______, como Contratista en cada uno de
los PSCs, de comenzar con las Operaciones Petroleras en un plazo de 30
días a partir de la Fecha de Vigencia (según se define en los PSCs) de
acuerdo con el Artículo 8.1.5.

4. PGS deberá entregar copias de los Datos MultiCliente a ANCAP de acuerdo
con los términos del contrato celebrado entre PGS y ANCAP. ANCAP reconoce
que dicha transferencia de Datos MultiCliente cumple con la obligación de
______ de entregar y transferir la propiedad de los Datos Multicliente a
ANCAP según los artículos 6.2.22 y 16 de cada uno de los PSCs y cualquier
otro Artículo de cada uno de los PSCs o cláusulas del Procedimiento de
Gobernanza o del Procedimiento Contable que pueda obligar, o implicar una
obligación de transferir la propiedad o revelar los Datos MultiCliente a
ANCAP.

5. Al expirar el plazo natural de la Licencia Multicliente de acuerdo con
el acuerdo entre PGS y ______, ______ (como Contratista) mantendrá los
Datos Multicliente según lo estipulado en los PSCs.

6. La presente Carta Acuerdo no podrá ser modificada o enmendada salvo
mediante acuerdo por escrito entre las Partes. Ninguna renuncia de
cualquiera de las Partes a uno o más incumplimientos de otra Parte con
respecto a la presente Carta Acuerdo operará o será interpretada como una
renuncia a invocar cualquier incumplimiento futuro de dicha Parte. No se
considerará que ninguna Parte haya renunciado, liberado o modificado
ninguno de sus derechos según esta Carta Acuerdo, salvo que dicha Parte
haya expresamente declarado por escrito que sí renuncia, libera o modifica
los mencionados derechos.

7. La presente Carta Acuerdo obligará y redundará en beneficio de las
Partes y de sus respectivos sucesores y cesionarios autorizados. Ninguna
Parte podrá ceder la presente Carta Acuerdo sin el previo consentimiento
por escrito de la otra Parte.

8. La presente Carta Acuerdo podrá ser suscrita en cualquier cantidad de
ejemplares y cada ejemplar será considerado, a todos los efectos, como un
acuerdo original, siempre que ninguna de las Partes se encuentre obligada
por la presente Carta Acuerdo hasta que todas las Partes hayan suscrito un
ejemplar.

9. La interpretación de la presente Carta Acuerdo excluirá cualesquier
derechos de acuerdo con disposiciones legislativas que otorguen derechos
según un contrato a personas que no son parte del contrato, sin perjuicio
que cualquier término de la presente Carta Acuerdo pueda implicar u
otorgar o pueda otorgar o se interprete que otorga un beneficio a dicho
tercero.

10. Todas las notificaciones autorizadas o requeridas entre las Partes
serán por escrito, en español y en inglés, debidamente dirigidas a las
otras Partes según se detalla más adelante y enviadas personalmente, por
courier o cualquier medio electrónico para transferir comunicación escrita
que brinde confirmación escrita de la transmisión realizada. La
comunicación oral y los correos electrónicos no constituyen notificación a
los efectos de la presente Carta Acuerdo. Cualquier notificación realizada
de acuerdo con la presente Carta Acuerdo se considerará enviada únicamente
cuando sea recibida por la Parte a quien fue dirigida. A los efectos de la
presente sección 10, "recibida" y "enviada" significan la entrega efectivo
de la notificación a las siguientes direcciones:
ANCAP: Unidad de Negocios Diversificados - Exploración y Producción,
Paysandu y Avenida Libertador Brig. Gral. Lavelleja, Montevideo, Uruguay,
CP 11000 Fax: +598 29006724 / +598 29032431

PGS: Attn: VP-SA MultiClient Sales, PGS Marine Geophysical NSA, 15150
Memorial Drive, Houston, TX 77079.

Con copia a: PGS GEOPHYSICAL AS, Strandveien 4, 1366 Lysaker, Norway.

11. La presente Carta Acuerdo estará regida por las leyes de Uruguay y
todos los conflictos que surjan de la misma serán resueltos por los
tribunales en Uruguay. Las Partes también acuerdan que la versión en
idioma español será la versión oficial que va a regir esta Carta Acuerdo.

12. Las Partes acuerdan que lo estipulado en esta Carta Acuerdo queda
condicionado a la entrada en vigencia del PSC y a la aprobación por parte
del Poder Ejecutivo y posterior firma por parte ANCAP y PGS del Contrato
para la ejecución, mercadeo y participación en los ingresos de un programa
para la adquisición y procesamiento de datos sísmicos 3D en el offshore de
Uruguay, del cual esta Carta Acuerdo formará parte como Anexo.

EN TESTIMONIO de su Acuerdo, cada Parte ha dispuesto que su representante
autorizado firme el presente documento en la fecha que se indica a
continuación de la firma de los mencionados representantes:


RE: Letter Agreement between PGS Geophysical AS,
Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland, and _____
regarding MultiClient Data Acquisition over production sharing contracts
covering Blocks _____, Offshore Uruguay ("PSCs").
PGS Geophysical AS a company established pursuant to the laws of Norway
with registered office at Strandveien 4, 1366 Lysaker, Norway ("PGS"),
Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland with its
registered office at Paysandu y Avenida Libertador Brig. Gral. Lavelleja,
Montevideo, Uruguay, CP 11000 ("ANCAP"), and ______ with its registered
office at ______, trough its branch in Uruguay, ______ (RUT ______),with
its registered office in Uruguay ______ enter into this letter agreement
("Letter Agreement") in relation to the acquisition of multiclient data
covering the PSCs and to confirm the following agreements by each of the
parties listed herein:
1. ______ grants PGS authorization to carry out and perform the
acquisition of seismic data and processing services on a non-proprietary
basis over Blocks ______(approximately 13,640 square kilometers), offshore
Uruguay ((the "Seismic Acquisition") and such data shall be known as the
"MultiClient Data")).

2. It is ______´s intent to
purchase a licence to such MultiClient Data from PGS, in accordance with
the terms of a licence agreement to be entered into between PGS and
_________ ("MultiClient Licence"). Notwithstanding PGS´, obligations under
the MultiClient Licence, ______ acknowledges that responsability for
completion of the Committed Exploration Program for Blocks ______ shall
remain with ______ and any failure of PGS to complete all or part of the
Seismic Acquisition does not release ______ from said commitment.

3. ANCAP confirms that the purchase by ______ of a MultiClient Licence
from PGS shall satisfy the obligation of the ______, also known as the
"Contractor" under the PSC´s, to carry out the Committed Exploration
Program under Article 8.2.1 of each PSC and Annex II of each PSC on the
following basis:
a. If PGS acquires all of the Data (as
    defined below), then the purchase
    by ______ of such MultiClient
     Licence shall satisfy the Committed
    Exploration Program;
b. If PGS acquires less than all of
    the Data, then ______ shall have
     satisfied only that part of the
    Committed Exploration Program
     as the MultiClient Licence covers
     (and in accordance with clause
     2 above, ______ shall have the
       obligation to satisfy the outstanding
      part of the Committed Exploration
    Program).

The Data shall mean:
* In relation to Block ______, _____ km2 of 3D seismic and its processing
ANCAP agrees that any costs and expenses incurred by ______ (as
Contractor) in relation to the purchase of the MultiClient Licence from
PGS shall be considered as "Costs" and/or "Investments", as appropriate
under the terms of the PSCs.
PGS shall carry out all of the activities associated with acquiring and
processing the Data in accordance with accepted international industry
standards.

ANCAP acknowledges that the
commencement of PGS´ operations in Uruguay shall satisfy the obligation of
______, as Contractor under each of the PSCs, to commence the Oil
Operations within 30 days of the Effective Date (as defined under the
PSCs) pursuant to Article 8.1.5.

4. PGS shall deliver copies of the MultiClient Data to ANCAP
in accordance with the terms of the agreement entered into between PGS and
ANCAP. ANCAP acknowledges such transfer of MultiClient Data satisfies
______´s obligation to deliver and transfer title to, or interest in, the
MultiClient Data to ANCAP under Articles 6.2.22 and 16 of each of the PSCs
and any other Article of each of the PSCs or clauses of the Governance
Agreement or Accounting Procedure which may oblige, or imply an obligation
to, transfer title to, or any interest in, or disclose, the MultiClient
Data to ANCAP.

5. On expiration
of the natural term of the MultiClient Licence pursuant to the agreement
between PGS and ______, ______ (as Contractor) shall hold the MultiClient
Data pursuant to the terms of the PSCs.

6. This Letter Agreement may not be modified
or amended except by written agreement of the Parties. No waiver by any
Party of any one or more breaches of this Letter Agreement by any other
Party shall operate or be construed as a waiver of any future default by
the same Party. No Party shall be deemed to have waived, released or
modified any of its rights under this Letter Agreement unless such Party
has expressly stated, in writing, that it does waive, release or modify
such rights.

7. This Letter Agreement shall bind and
inure to the benefit of the Parties and their respective successors and
permitted assigns. No Party may assign this Letter Agreement without the
prior written consent of each other Party.

8. This Letter Agreement may be executed in any number of
counterparts and each counterpart shall be deemed an original agreement
for all purposes, provided that no Party shall be bound by this Letter
Agreement until all Parties have executed a counterpart.

9. The interpretation of this Letter Agreement shall exclude
any rights under legislative provisions conferring rights under a contract
to persons not a party to that contract, notwithstanding that any term of
this Letter Agreement may purport or confer or may confer or may be
construed as conferring a benefit on such third party.

10. All notices authorized
or required between the Parties shall be written in Spanish and English,
properly addressed to the other Parties as shown below and delivered in
person, by courier or by any electronic means of transmitting written
communication that provides written confirmation of complete transmission.
Oral communication and emails do not constitute notice for the purposes of
this Letter Agreement. A notice given under this Letter Agreement shall be
deemed delivered only when received by the Party to whom the notice is
delivered. "Received" or "delivered" for the purposes of this section 10
means actual delivery of the notice to the addresses below:
ANCAP: Unidad de Negocios Diversificados - Exploración y Producción,
Paysandu y Avenida Libertador Brig. Gral. Lavelleja, Montevideo, Uruguay,
CP 11000 Fax: +598 29006724 / +598 29032431
________: Atn. _________.     ________:Attention ________.

PGS: Attn: VP-SA MultiClient Sales,
PGS Marine Geophysical NSA, 15150 Memorial Drive, Houston, TX 77079.

With a copy to: PGS GEOPHYSICAL AS, Strandveien 4, 1366 Lysaker, Norway.

11. This Letter Agreement shall be governed by the laws of Uruguay and
all disputes arising herefrom shall be resolved in the courts of Uruguay.
The Parties also agree that the Spanish language version shall be the
official and governing version of this Letter Agreement.

12. The Parties agree that the provisions of the Letter Agreement are
subject to the approval of the Executive Power and the subsequent signing
by ANCAP and PGS of the Contract for the performance, marketing and
interest in the income deriving from a program for the acquisition and
processing of 3D seismic data offshore Uruguay, this Letter Agreement
shall form part of such contract as an annex of it.

IN WITNESS of their Agreement, each Party has caused its duly authorized
representative to sign this instrument on the date indicated below such
representatives signature:


______ACUERDA Y ACEPTA TODOS LOS compromisos y términos estipulados en la
presente carta acuerdo.
___________________
Firma
___________________
Nombre/Cargo
___________________
Fecha

PGS GEOPHYSICAL AS ACUERDA Y ACEPTA TODOS LOS COMPROMISOS Y TÉRMINOS
ESTIPULADOS EN LA PRESENTE CARTA ACUERDO.
___________________
Firma
___________________
Nombre/Cargo
___________________
Fecha

LA ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE COMBUSTIBLES ALCOHOL Y PORTLAND acuerda y
acepta todos los compromisos y términos estipulados en la presente carta
acuerdo.
___________________
Firma
___________________
Nombre/Cargo
___________________
Fecha

Ayuda