Decreto Supremo 28420

El presente Reglamento establece los mecanismos para la aplicación del sistema de Devolución, Selección de Areas de Explotación y Retención de Areas, en el marco de los dispuesto por la Ley Nº 3058 de 17 de mayo de 2005 – Ley de Hidrocarburos.

Para la aplicación del presente Reglamento se establecen, además de las contenidas en el Articulo 138 de la Ley de Hidrocarburos, las siguientes definiciones y denominaciones:

•	Ministerio.- Es el Ministerio de Hidrocarburos – MHD.
•	Ley.- La Ley N° 3058 de 17 de mayo 2005 – Ley Hidrocarburos, que a los efectos del presente Reglamento se denominará Ley.
•	Periodo Inicial de Exploración.- Son los primeros siete (7) años de exploración que comprende las fases 1, 2 y 3, en Zona Tradicional y los primeros diez (10) años de exploración que comprende las fases 1, 2 y 3 en Zona No Tradicional.
•	Periodo Adicional de Exploración.- Son los siguiente siete (7) años de exploración, que comprende las fases 4, 5 y 6 en las Zonas Tradicionales y No Tradicional.
•	Periodo de Retención.- Es el período que tiene una duración máxima de diez años, de acuerdo al Artículo 40 de la Ley N° 3058.
•	Plan de Desarrollo del Campo.- Es el conjunto de actividades programadas con el objetivo de lograr la óptima recuperación de reservas de hidrocarburos de un campo Declarado Comercial.

El Plan de Desarrollo del Campo deberá ser presentado en su fase inicial a tiempo de la Declaratoria de Descubrimiento Comercial con selección de área de explotación, el mismo que deberá ser actualizado dentro del plazo de dos años conforme al Artículo 39 de la Ley N° 3058.

El Plan de Desarrollo puede ser modificado en función a los resultados de la implementación. Las modificaciones del Plan de Desarrollo deberán ser justificadas por el operador y ser aprobadas por YPFB, quien informará al Ministerio de Hidrocarburos.

El área original de un Contrato Petrolero será otorgada conforme al Reglamento de Delimitación de Áreas.

El territorio nacional estará conformado por Parcelas que delimitarán las áreas de los Contratos Petroleros, en Zonas declaradas Tradicionales y No Tradicionales, las mismas que, mediante aprobación por Decreto Supremo, serán actualizados periódicamente en base a criterios geológicos, producción comercial de hidrocarburos e infraestructura existente. Cualquier cambio en la definición de zonas no afectará a los Contratos Petroleros existentes.

El Periodo Inicial de Exploración no podrá exceder de siete (7) años en Zona Tradicional y diez (10) años en Zona No Tradicional dividido en tres fases:

Zona Tradicional	Zona No Tradicional
Fase 1: Años 1 al 3	Fase 1: Años 1 al 5
Fase 2: Años 4 y 5	Fase 2: Años 6 al 8
Fase 3: Años 6 y 7	Fase 3: Años 9 y 10

El Titular que hubiese efectuado la Declaración de Comercialidad, de un campo o que esté haciendo uso de un período de retención, durante el transcurso de cualquiera de las fases del Período Inicial de Exploración, podrá acceder al Período Adicional de Exploración que tendrá una duración de hasta siete (7) años en las Zonas Tradicional y No Tradicional, pudiendo conservar, adicionalmente al Área de Explotación o de Retención, hasta el 30% del área original de exploración, que se denominará Área Remanente, para continuar dichas tareas de exploración.

En este caso el Período Adicional de Exploración comprenderá las siguientes fases:

Zona Tradicional	Zona No Tradicional
Fase 4: Años 8 al 10	Fase 4: Años 10 al 13
Fase 5: Años 11 y 12	Fase 5: Años 14 y 15
Fase 6: Años 13 y 14	Fase 6: Años 16 y 17

El Titular de un Contrato Petrolero está sometido al régimen de devolución de parcelas de acuerdo con los Artículos siguientes.

Para las áreas de exploración mayores a diez parcelas, el régimen de devolución mínima de parcelas será el siguiente:

Al finalizar la Fase 1, se deberá renunciar y devolver no menos del veinte por ciento (20%) del Área Original de Exploración en exceso de diez (10) parcelas.

Al finalizar la Fase 2, se deberá renunciar y de volver no menos del treinta por ciento (30%) del Área Original de Exploración en exceso de diez (10) parcelas.

Al finalizar la Fase 3, se deberá renunciar y devolver el cien por ciento (100%) del área de exploración restante, en caso de que el Titular no hubiese efectuado hasta entonces una Declaratoria de Comercialidad, o no esté haciendo uso del Período de Retención.

Si el Área Original de Exploración estuviera constituida por diez (10) o menos parcelas, el Titular no está obligado a devolver Parcela alguna hasta la finalización del Período Inicial de Exploración, en cuyo caso deberá devolver la totalidad de dicha área, salvo que hubiese efectuado una Declaratoria de Comercialidad o esté haciendo uso del Período de Retención.

El mínimo de Unidades de Trabajo para la Exploración – UTE para cada fase será determinado mediante el Reglamento de UTE.

Durante el Período Adicional de Exploración, el Titular deberá efectuar las siguientes devoluciones mínimas con respecto al área remanente, si ésta tiene una superficie mayor a 10 parcelas:

Al finalizar la Fase 4 deberá renunciar y devolver no menos del veinte por ciento (20%) del área remanente, en exceso de diez (10) parcelas.

Al finalizar la Fase 5, deberá renunciar y devolver no menos del treinta por ciento (30%) del área remanente, en exceso de diez (10) parcelas.

Al finalizar la Fase 6, deberá renunciar y devolver el cien por ciento (100%) del área de exploración restante.

Si el área remanente estuviera constituida por diez (10) o menos parcelas, el Titular no está obligado o devolver Parcela alguna hasta la finalización del Período Adicional de Exploración, en cuyo caso deberá devolver la totalidad de dicha área.

El mínimo de Unidades de Trabajo para la Exploración para cada fase será determinado mediante el Reglamento de UTE.

Si el cálculo de los porcentajes de la devolución de parcelas resultase en una fracción de parcela, ésta debe convertirse en sub-parcela, y si subsistiese la fracción de sub-parcela, se redondeará al número entero inferior o superior según sea menor o igual/mayor a 0.125, respectivamente.

Para efectos del régimen de devolución de parcelas en las áreas contiguas a las fronteras internacionales, en las franjas de traslape de las zonas geográficas 19, 20 y 21 de la proyección UTM y en los límites de áreas correspondientes a contratos vigentes, se aceptarán, además de la división en sub-parcelas, la división en secciones.

En dicho caso de consideran las fracciones de secciones como completas.

-	Sección de Parcela: Superficie cuadrada equivalente a 1/100 de parcela, con lados de 500 metros y área de 25 hectáreas.
-	Subparcela: Superficie cuadrada de 625 hectáreas, equivalente a ¼ de parcela, con 2.500 metros por lado.

El régimen de devolución obligatoria de parcelas no afecta a las áreas de explotación o retención que hubiese seleccionado el Titular.

En este caso, si a la finalización de cualquiera de las fases, las obligaciones de devolución resultasen en una cantidad de parcelas mayor al número aún en exploración, el Titular deberá devolver la totalidad de dichas parcelas en exploración.

Consecuentemente, para el Titular habrá finalizado el periodo de exploración y en tal eventualidad cualquier compromiso de U.T.E. comprometidas y no cumplidas en la fase quedan canceladas, excepto para los Contratos Petroleros con área original o área remanente menor o igual a diez (10) parcelas, según corresponda.

Si a la finalización de la Fase 3 el Titular hubiera seleccionado una o más áreas de explotación, o un o más áreas de retención, y al aplicar el derecho de conservar el 30% del Area Original de Exploración como área remanente, resultase un número de parcelas mayor que el número de parcelas disponibles para la exploración, el Titular conservará esas últimas como área remanente de exploración a partir de la Fase 4.

La devolución de parcelas guardará las siguientes características que permitan su futura nominación:

a)	Las parcelas a ser devueltas podrán agruparse en uno o más grupos, con un mínimo de parcelas por grupo, de acuerdo a la siguiente tabla:

CANTIDAD DE PARCELAS A DEVOLVER	CANTIDAD DE GRUPOS PERMITIDOS	CANTIDAD MINIMA DE PARCELAS POR GRUPO
2-10	1	2
11-40	Hasta 2	5
41-120	hasta 3	10
Mayor a 120	hasta 4	20

b)	Todas la parcelas de un grupo deberán estar unidas por lo menos por uno de sus lados (ver figura 14 b).
c)	Las parcelas de un grupo deberán estar comprendidas dentro de la delimitación de una figura cuya relación de fila a columna o viceversa, no podrá exceder de 1 a 3 (ver figura 14 c).
d)	Las parcelas de un grupo no podrán formar una cadena continua de una parcela de ancho de más de tres parcelas en una fila o en una columna, ni de más de cinco parcelas en ambas direcciones (ver figura 14 d).
e)	Las parcelas devueltas no podrán rodear completamente las parcelas conservadas por el Titular (ver figura 14 e).
f)	Además de dar cumplimiento a los incisos anteriores, el Titular para la devolución de las parcelas debe seguir el siguiente procedimiento:
	1.- Establecer el número total de parcelas, utilizando las coordenadas X, Y. 2.- Establecer el cociente entre el número de parcelas que serán devueltas y el valor del numeral 1.- anterior. Este cociente no debe ser menor al setenta por ciento (70%). (Ver ejemplo figura 14 f)
g)	Si al área original de exploración, que por la selección de áreas de explotación o retención, no puedan aplicársele las reglas de uno o más de los incisos anteriores, YPFB utilizará solo los criterios adecuados.

Para la devolución de áreas el Titular deberá contar con la aprobación de YPFB, sujetándose al siguiente procedimiento:

a)	Con un mínimo de treinta días calendario de anticipación a la devolución voluntaria u obligatoria, el Titular deberá presentar a YPFB, uno o más mapas con la descripción de las parcelas.
b)	En cada fase deberá ocurrir una sola devolución de área, sea ésta voluntaria durante la fase u obligatoria a la conclusión de la misma.
c)	YPFB revisará la propuesta para verificar si la devolución está conforme a las reglas establecidas en el Artículo anterior.
d)	En el caso de que YPFB determine que la propuesta no se adecua a las reglas, comunicara al Titular su desaprobación u observaciones, con anticipación de por lo menos 15 días calendario de la fecha solicitada para la devolución.
e)	El Titular debe revisar y reconsiderar su propuesta antes de la fecha indicada para la devolución.
f)	En el caso de que YPFB no hiciera conocer al Titular su decisión sobre la propuesta de devolución dentro del término indicado en el Inciso d) del presente Articulo, la misma quedará aceptada.

YPFB queda obligada a presentar ante el MHD uno o más mapas, debidamente rubricados por YPFB y el Titular con la descripción de las parcelas objeto de la devolución, a más tardar treinta (30) días calendario después de la fecha señalada para la devolución de las mimas. El MHD debe compatibilizar dicha información con la de sus archivos en el término máximo de quince (15) días calendario y ponerla a disposición para su nominación y posterior licitación.

Cuando el Titular efectuase uno o más Descubrimientos Comerciales de hidrocarburos, de uno o más reservorios en un o más campos, los que por inexistencia o insuficiencia de transporte o falta de mercado o limitaciones de acceso al mercado para su producción no pudiesen efectuar la Declaratoria de Comercialidad, de acuerdo a la certificación de YPFB, podrá retener el área del campo por un plazo máximo de 10 años computable desde la fecha de comunicación a YPFB y al MHD.

El área seleccionada para retención por cada descubrimiento será el área que cubra el campo y de ninguna manera deberá comprender otras estructuras. No se podrá utilizar la sección de parcela para la delimitación del área de retención, salvo lo dispuesto en el Artículo 8 del Reglamento de Delimitación de Areas.

Para que el Titular tenga derecho a un período de retención, deberá cumplir con las siguientes condiciones:

a)	Deberá existir por lo menos un pozo descubridor de hidrocarburos en un reservorio de un campo, conforme lo define el Inciso d) de este Artículo dentro del área de retención solicitada.
b)	El o los pozos que respalden al descubrimiento comercial, deberán contar con la siguiente información mínima: 1) Registros y otros datos que permitan determinar el espesor, permeabilidad y porosidad de el o los reservorios descubiertos. 2) Pruebas de formación y pruebas de producción, conclusivas en ambos casos, para comprobar y demostrar que los pozos son capaces de mantener una producción regular y sostenida de el o los reservorios descubiertos por noventa (90) días calendario. 3) Muestras de fluidos, análisis PVT, cromatográficos, de destilación de los hidrocarburos descubiertos.
c)	Deberán presentar mapas y estudios que identifiquen la posible extensión de la estructura o entidad geológica para el o los reservorios descubiertos.
d)	La información obtenida conforme a los incisos b-(1) y b-(2) deberá confirmar que los reservorios probados por el pozo, son capaces de producir durante un período inicial de producción de noventa (90) días calendario, salvo que YPFB durante la prueba autorice un período menor. Los volúmenes mínimos de producción que deben registrarse durante las pruebas, se indican en el siguiente cuadro: PROFUNDIDAD DE LA PARTE SUPERIOR VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN PROMEDIO DIA CAMPOS PETROLIFEROS CAMPOS GASIFEROS metros barriles Millones de pies cúbicos 1000 2000 3000 4000 5000 6000 50 100 150 200 250 300 0,6 1,2 1,8 2,4 3,0 3,6 Para profundidades intermedias de interpolarán las producciones mínimas.

No se puede seleccionar un área de retención en base de un pozo descubridor fuera del área de contrato del Titular.

Sin embargo, el Titular podrá utilizar datos de pozos fuera del área del contrato para la información requerida de conformidad con los incisos b) y c) del Artículo precedente.

El derecho de retención le permite al Titular configurar un área de retención, la cual deberá cumplir con los siguientes requisitos:

a)	Las parcelar deberán incluir el pozo descubridor y los pozos de delimitación del campo exitoso, si existiesen.
b)	El área deberá consistir en una superficie conformada por parcelas sin solución de continuidad.
c)	El área deberá incluir únicamente el campo descubierto y, no otras estructuras o nuevas entidades geológicas adyacentes.
d)	El área de retención no podrá incluir las parcelar que son parte de un área de explotación.

Para ejercer el derecho de retención de área, el Titular deberá notificar mediante carta, acompañando la documentación respaldatoria a condiciones establecidas en el Artículo 18 del presente reglamento.

La fecha de notificación a YPFB se entenderá como fecha inicial del período de retención.

Una vez efectuada la selección del área de retención, el Titular informara y proporcionara a YPFB, la documentación que demuestre que ha cumplido con las disposiciones de la Ley y de este Reglamento.

YPFB podrá oponerse dentro de los 30 días calendario de recibido el informe, a la pretensión del Titular respecto a la selección de parcelas para el área de retención.

Dicha oposición o negativa deberá ser fundamentada en base a la Ley o al presente Reglamento.

Si dentro del término señalado en el Artículo precedente YPFB no se hubiera pronunciado respecto al informe, se presumirá que la selección del área realizada por parte del Titular para el área retenida está aceptada.

El Titular del área de retención deberá programar trabajos para el desarrollo de mercados y del sistema de transporte, relacionados al desarrollo del área de retención.

El monto mínimo anual invertido para estos trabajos no podrá ser menos a la suma de Cincuenta Mil Dólares de los Estados Unidos de América ($us. 50.000) por parcela completa o incompleta retenida.

Las inversiones relacionadas directamente con estos contratos que son ejecutadas por el Titular para cumplir tal obligación, comprenderán las siguientes categorías:

a)	Gastos de personal (costo/hora directo de personal involucrado).
b)	Gastos de viaje y alojamiento.
c)	Gastos de estudios de factibilidad y costos de negociación, para la ejecución del sistema de transporte del área de retención hasta un ducto troncal o lugar de comercialización interna o externa.
d)	Estudios de mercado y costos de negociación para la venta de los hidrocarburos del área de retención.
e)	Gastos de consultores, profesionales u otros servicios prestados.

La realización de cualquiera de estas inversiones, deben ser informadas a YPFB.

La inversión en exceso a la suma señalada en el Artículo anterior, incurrida por el Titular dentro del años así como la inversión mínima establecida no ejecutada, serán conciliadas a la finalización del período de retención, de conformidad con lo establecido con el Artículo 28 del presente Reglamento.

No serán acreditables a las inversiones mínimas anuales indicadas en el Artículo 25 del presente Reglamento los siguientes costos:

a)	Cualquier costo incurrido antes dela selección del área de retención
b)	Costos de exploración o desarrollo del área de retención
c)	Cualquier costo de administración directo e indirecto del Titular
d)	Patentes pagadas por el área de retención.

Al finalizar cada año de retención y en un plazo máximo de 30 días, el Titular deberá presentar a YPFB, para su aprobación, el informe y la documentación respaldatoria correspondiente a las actividades desarrolladas, con el detalle de los costos incurridos en los diferentes rubros señalados en el Artículo 25 del presente Reglamento.

Al finalizar el período de retención, el Titular presentará a YPFB, para su aprobación, la correspondiente conciliación de gastos con los montos acumulados.

En el caso de que el resultado de dicha conciliación sea negativa, el Titular deberá cancelar dicha diferencia a YPFB, para su transferencia al Tesoro General de la Nación dentro de los 30 días calendario siguiente a la fecha de conclusión del período de retención.

El Titular podrá continuar sus trabajos de exploración dentro de su área de retención, estos trabajos serán aplicados para satisfacer sus compromisos mínimos de U.T.E.

El área de retención deberá incluir únicamente el campo descubierto.

El periodo de retención terminará en el momento en que ocurra la primera de las siguientes circunstancias:

a)	La selección del área de retención como área de explotación en base de una Declaratoria de Comercialidad.
b)	La renuncia y devolución total del área sujeta a la retención.
c)	Al vencimiento del período de retención de 10 años.

Una vez que YPFB exprese su conformidad con la selección de áreas de parte del Titula, o que por su silencio quede aprobado, enviará dentro de los quince días calendario al MHD los mapas y la descripción de las áreas, para que compatibilice dicha información con sus archivos en el término máximo de quince días.

Para la aprobación de una Declaratoria de Comercialidad, el Titular deberá cumplir con las siguientes condiciones:

a)	Deberá existir un Descubrimiento Comercial, respaldado con uno o más pozos descubridores de uno o varios reservorios, dentro del área de explotación solicitada.
b)	El o los pozos que respalden el descubrimiento del campo, deberán contar con la siguiente información mínima: 1) Registros y otros datos que permitan determinar el espesor, permeabilidad y porosidad de el o los reservorios descubiertos. 2) Pruebas de formación y pruebas de producción, conclusivas en ambos casos, para comprobar y demostrar que los pozos mantienen una producción regular y sostenida de el o los reservorios descubiertos por noventa (90) días calendario. Los caudales mínimos son los establecidos en la tabla del Artículo 18 del presente Reglamento. 3) Muestras de fluidos, análisis PVT, cromatográficos y de destilación de los hidrocarburos descubiertos.
c)	Mapas y estudios que identifiquen la posible extensión del campo descubierto y sus reservas de hidrocarburos estimadas, para cada reservorio descubierto.

La Declaratoria de Comercialidad no podrá basarse en un pozo descubridor fuera del área del contrato del Titular. Sin embargo, el Titular podrá utilizar datos de pozos fuera del área de contrato, para la información requerida conforme a los incisos b) y c) del Artículo anterior.

El Titular que declare un Descubrimiento Comercial, para su aprobación deberá informar por escrito a YPFB, adjuntando lo siguiente:

a)	Identificación de las parcelas y sub-parcelas que el Titular haya seleccionado como área de explotación, no se podrá utilizar la sección de parcela para la delimitación del área de explotación, salvo lo dispuesto en el Artículo 8 del Reglamento de Delimitación de Áreas.
b)	Informes geológicos, sísmicos y geoquímicos, además de la información requerida en el Artículo 33 del presente Reglamento.
c)	Uno o más mapas con identificación de la extensión (o posible extensión) del campo, para todos los reservorios descubiertos.
d)	Evaluación técnico – económica que demuestre su rentabilidad en la producción del Campo.
e)	Plan inicial de desarrollo del campo y pronóstico de producción anual.

Para los fines de este Reglamento y del contrato correspondiente, se considerará como fecha efectiva de la Declaratoria de Comercialidad del Campo el día en que la información citada en el presente Artículo, es recibida en forma completa por YPFB.

Posteriores Declaratorias de Comercialidad de nuevos Reservorios en el Campo, no modificarán esta fecha efectiva.

El área de explotación deberá cumplir los siguientes requisitos:

a)	El área deberá cubrir únicamente el campo descubierto y, no otras estructuras o nuevas entidades geológicas adyacentes.
b)	Las parcelas deberán incluir por lo menos el pozo descubridor y los pozos de delimitación que tengan posibilidad de ser productores, si existiesen.
c)	El área deberá consistir en una superficie conformada de parcelas y sub-parcelas sin solución de continuidad.

De acuerdo al Artículo 35 del presente Reglamento. YPFB deberá pronunciarse dentro de los 30 días calendario de recibida la información completa de parte del Titular. Pasado ese plazo se dará por aprobado, tanto del programa inicial de desarrollo como de la selección del o las áreas.

YPFB revisará la información proporcionada conforme a los Artículos 33 y 35 de este Reglamento y aprobará el programa inicial de desarrollo del Campo y la selección del área de explotación.

El Titular, en el plazo de dos años a partir de la fecha efectiva de Declaratoria de Comercialidad, deberá presentar a YPFB el Plan de Desarrollo del Campo, para su aprobación dentro de los noventa (90) días calendario de recibida la documentación.

El Titular, dentro del plazo de cinco (5) años siguientes, deberá desarrollar el campo e iniciar la producción regular y sostenida.

En caso de incumplir con la presentación del plan de desarrollo o la obligación del pago de la suma equivalente al costo total del último pozo perforado, en los plazos señalados en el Articulo 39 de la Ley y del presente Artículo, el Titular deberá devolver todo el Campo.

Si el Titular cumple con la obligación del pago mencionado, deberá proseguir con el desarrollo del Campo e iniciar la producción regular y sostenida. De no cumplir con la producción regular y sostenida, YPFB dentro del marco del Contrato suscrito entre las partes, en el plazo máximo de un año aplicará el procedimiento para la devolución del campo.

El plan de desarrollo deberá contener como mínimo de manera enunciativa y no limitativa:

a)	Estudio de reservas a ser producidas.
b)	La cantidad y ubicación de pozos a ser perforados de acuerdo al espaciamiento calculado.
c)	Mapa estructural del campo para todos y cada uno de los reservorios descubiertos que sean comerciales.
d)	Mapa Isopaco de todos y cada uno de los reservorios descubiertos que sean comerciales. Estudio de presión de reservorio, características de fluidos de reservorio, limites del área productiva.
e)	Diseño de las facilidades de producción, almacenamiento y transporte.
f)	Ubicación de los puntos de fiscalización de la producción y selección de los sistemas de calibración y medición.
g)	Cronograma de las actividades e inversiones y comercialización.
h)	Fecha estimada de inicio de la producción regular y sostenida del Campo.
i)	Certificación de reservas de hidrocarburos por una Certificación Internacional.
j)	Estudios económicos y Cash flow.

YPFB no aprobará la Declaratoria de Comercialidad, si la misma no satisface los requerimientos técnicos económicos de los Artículos 33 al 36 de presente Reglamento.

En caso de que el Titular hiciera un Descubrimiento Comercial de un nuevo Reservorio y que el nuevo descubrimiento esté completamente incluido en el área del mismo campo ya existente, el Titular no tiene derecho a seleccionar mas parcelas como área de explotación.

El Titular está obligado a complementar este nuevo Descubrimiento Comercial a la Declaratoria inicial de Comercialidad del Campo, esto no modifica la fecha de la Declaratoria de Comercialidad inicial del campo.

En caso de que el Titular hiciera un Descubrimiento Comercial de un nuevo Campo, el mismo que este completamente incluido en un área de explotación seleccionada, el Titular deberá efectuar la Declaratoria de Comercialidad correspondiente, de igual manera esto no modifica la fecha de la Declaratoria de Comercialidad inicial del campo.

En caso de que el Titular hiciera un nuevo descubrimiento comercial dentro del área de explotación y que la posible extensión del campo esté parcialmente situada fuera de ésta, pero dentro de su área de contrato, el Titular podrá seleccionar parcelas adicionales que cubran la posible extensión del Campo.

El Titular está obligado a efectuar la Declaratoria de Comercialidad del nuevo reservorio, lo cual no modificará la fecha efectiva de la Declaratoria de Comercialidad del Campo.

Este mismo criterio se aplicará para las áreas en retención.

El Titular podrá continuar los trabajos de exploración dentro de su área de explotación, y estos trabajos serán aplicados para satisfacer los compromisos mínimos de U.T.E.

Cuando la selección de parcelas de un área de explotación cuente con la respectiva aprobación de YPFB, está entidad presentará al MHD uno o más mapas y la descripción de las parcelar seleccionadas, debiendo MHD compatibilizar dicha información con sus archivos en el término máximo de 15 días.

Se considera producción de hidrocarburos regular y sostenida de un Campo cuando existan:

a)	Los equipos necesarios para la recolección, separación y adecuación de hidrocarburos.
b)	Por lo menos un tanque de almacenamiento de capacidad concordante con cada etapa de la productividad del campo.
c)	Los medios para el transporte de los hidrocarburos luego de separación y adecuación.
d)	Los medios para la fiscalización, instalaciones y facilidades para la operación y administración del campo.
e)	Si corresponde, las instalaciones de conservación de presión de yacimiento cuando sé reinyecte en el reservorio o cuando el MHD haya aprobado expresamente la quema y/o venteo del mismo gas.

La ubicación del pozo y sus instalaciones podrán estar localizadas fuera del área de contrato o del área de explotación seleccionada por el Titular, en consideración a que el pozo puede ser perforado en forma desviada u horizontal, cuando estas operaciones sean necesarias por razones económicas, ambientales o técnicas, o cuando las mismas no causen daño o interrumpan operaciones del Titular del área contigua si fuera el caso, para dicho efecto el Titular deberá recabar la autorización correspondiente del otro Titular y si fuera área libre la autorización deberá ser otorgada por el MHD.

El Titular puede localizar el Punto de Fiscalización de la Producción fuera del área de explotación o fuera del área de contrato, en parcelas libres o en un área de contrato que corresponda a otro Titular, siempre y cuando el lugar donde se encuentre el reservorio esté dentro del área de explotación del Titular.

En caso de que el Punto de Fiscalización de la Producción se ubique en un área libre, deberá obtener la aprobación de YPFB, y si corresponde a otra área de contrato, deberá recabar la autorización del otro Titular y la probación de YPFB.

Los actuales contratistas de los Contratos de Riesgo Compartido suscritos con YPFB, que conviertan sus contratos a las formas establecidas por la Ley Nº 3058, podrán hacerlo conservando al momento de su conversión el 100% de su área actual de exploración, manteniendo el año de contrato y reencasillándose a la fase de exploración que corresponda, computándose el plazo de 40 años a partir dela fecha efectiva del contrato original. De igual manera conservarán el 100% de las áreas de explotación y/o retención seleccionadas.

Los actuales contratistas de los Contratos de Riesgo Compartido para explotación de Campos, suscritos con YPFB, que conviertan sus contratos a las formas contractuales establecidas en la Ley Nº 3058, podrán hacerlo conservando al momento de su conversión el 100% de su área actual de explotación, y computándose el plazo de 40 años a partir de la fecha efectiva del contrato original.

Los Contratos de Riesgo Compartido que se encuentren en el Período de Exploración y se conviertan a Contratos de Operación, Asociación o Producción Compartida de acuerdo al Artículo 5 de la Ley Nº 3058 de 17 de mayo de 2005, deberán considerar para ingresar a la fase que les corresponda de acuerdo a la Ley Nº 3058, las devoluciones mínimas de áreas efectuadas en aplicación de la Ley Nº 1689 de 30 de abril de 1996 – Ley de Hidrocarburos, y en su caso, efectuar las devoluciones mínimas de áreas que correspondan a la fase en la que se encuentre.

Ver Gaceta Oficial de Bolivia Edición Especial No. 0078 de 25/10/05.

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Ver Gaceta Oficial de Bolivia Edición Especial No. 0078 de 25/10/05.