RESOLUCIÓN MINISTERIAL N° 319-2017-MEM/DM RESOLUCIÓN MINISTERIAL QUE AUTORIZA LA PUBLICACIÓN EN EL PORTAL INSTITUCIONAL DE PROYECTO DE DECRETO SUPREMO QUE APRUEBA EL REGLAMENTO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

El Ministerio de Energía y Minas – MINEM, pone a consideración de todas las entidades públicas y privadas, así como de la ciudadanía en general el proyecto de Decreto Supremo que aprueba el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. Agradeceremos remitir por escrito sus opiniones y/o sugerencias en el siguiente formato, de manera física, en la sede central del Ministerio de Energía y Minas, ubicado en la Av. Las Artes Sur N° 260 San Borja - Lima, o de manera digital a la siguiente dirección de correo electrónico: [email protected]

Entidad Persona de Contacto Teléfono/Anexo Correo Electrónico Fecha de Remisión Capítulo/Tema de la Propuesta

Artículo 1 – Objeto

Artículo 3 – Definiciones

Formato de Comentarios y/o sugerencias SPE – Sección Lima Ronald Egusquiza 998522041 [email protected] 18 de Agosto de 2017.

Comentario y/o Aporte Dice: “ …a fin de aprovechar eficientemente los recursos de hidrocarburos en los reservorios” Debe decir “a fin de aprovechar eficientemente los recursos hidrocarburos proveniente de los reservorios aplicando técnicas, metodologías y prácticas ampliamente reconocidas internacionalmente, en condiciones técnicas-económicas favorables que permitan operar con seguridad y protección del ambiente, en armonía con la comunidad .

Abandono del Pozo – Dice: .......Este abandono es de tipo técnico. Debe decir: Este abandono puede ser temporal (Inactivo/ATA) o permanente (APA), de acuerdo a condiciones de operatividad, productividad

Sustento Técnico y/o legal del Comentario y/o Aporte Los reservorios son generadores de hidrocarburos y el proceso de recuperación se da en superficie. Aplicado en la Ley 26221

La condición operativa de cada pozo debe ser reportada por la

y/o economicidad del reservorio.

Artículo 3 – Definiciones

Artículo 3 – Definiciones

Artículo 3 – Definiciones

Artículo 3 – Definiciones

Artículo 3 – Definiciones

Artículo 3 – Definiciones Artículo 15 – Sistema de informes de emergencia

Bombeo Artificial – Dice: Técnicas de producción empleadas para pozos….……..para que los fluidos lleguen a la superficie. Debe decir: Métodos de producción empleados para incrementar el flujo de fluidos del pozo y asegurar que lleguen a superficie. Fracturamiento hidráulico – Dice: ……..fractura en la formación con el fin de modificar la geometría de flujo por mayor área de reservorio expuesta Debe decir: ……hidráulicamente un canal conductivo profundo de mayor permeabilidad en la formación, cambiando el patrón de flujo radial a lineal, con el objetivo de incrementar la productividad del reservorio. Dice: Inyección ….o polímeros a formaciones………. Debe decir: presión agua, vapor, hidrocarburos, CO2 a formaciones productivas depletadas con reservas remanente de hidrocarburos……. MER – Dice: …….sin incurrir en el uso irracional de la energía del reservorio para producir hidrocarburos. Debe decir: MER (Maximum efficent rate) …..producir hidrocarburos, sin afectar la recuperación final de los hidrocarburos.

Contratista en el Informe Mensual de Producción (Ref. Modelo de Contrato PERUPETRO). Definición dada por especialistas de producción: Boyun, Economides, Kermit Brown, SPE Definiciones de expertos: Economides, Nolte, Valko, SPE.

Definiciones de expertos: Boyun, NIND, SPE. Economic Aspects of Oil Conservation Regulation Energy Policy-Wallace F. Love Joy y Paul T. Homan; U.S Legal.com [MER]Law and Legal Definition, SPE. Definición básica de Geologia de petróleo y gas: Magoon & Dow, 1994

Pozo de disposición final y Pozo inyector - Dice:…. roca almacén sellante . Debe decir: ………Pozo completado en una roca permeable donde se almacena fluido de reservorio y sellada por otra roca impermeable, pertenecientes ambas a un sistema petrolero. Ristra – Adicionar: …….Sarta metálica a la que se fijan Schlumberger: las cargas explosivas para punzonamiento del pozo y Tipos de pistolas de que se bajan con cable dentro de la tubería de disparo/punzado. producción. Dice: El contratista debe implementar un sistema de informes para accidentes. Mantendrá un informe mensual respecto a la gestión de Seguridad……. Debe decir: Osinergmin establecerá un Modelo

Por contrato, PERUPETRO recibe el Informe mensual de producción, el

standard de Reporte de informes para accidentes y otro Modelo standard para el Informe mensual de Gestión de Seguridad a implementar por el Contratista,

Artículo 41 – depósitos de explosivos y materiales relacionados

Artículo 113 – De la Completación y Prueba del Pozo

Artículo 158 – Gerenciamiento y Monitoreo de Reservorios

Articulo 160

Dice: Para el caso de operaciones Offshore, los explosivos y materiales relacionados deben almacenarse en depósitos cerrados ubicados en un lugar…….. Debe decir: …….deben almacenarse temporalmente previo al inicio o posterior a la finalización de un trabajo en depósitos cerrados…..para disponerlos finalmente en los depósitos establecidos en tierra. Adicionar: ………..De existir producción de agua de formación, la Contratista debe aplicar el método de disposición final acorde a las facilidades existentes: Adecuar la salinidad y composición para vertimiento en superficie, inyección en pozo de disposición o evaporación, previa autorización de la DGH. Dice (3er párrafo): ….. el Contratista debe realizar la toma de información de ingeniería que permita evaluar las propiedades y cuantificar la……….. Adición recomendada: ..las propiedades, registrar los indicadores técnicos para seguimiento y monitoreo continuo de la gestión de reservorios y producción y cuantificar la……

Retirar.. … En caso se verifique el incumplimiento en niveles aceptables de Restitución de Reservas Probadas, PERUPETRO remite un informe técnico al Contratista para que tome las medidas correctivas correspondientes; en caso de continuar el

cual es diverso y en algunos casos, contiene muy poca información solicitada, para facilitar respecto de Accidentes y de Gestión de Seguridad. Las plataformas por sus dimensiones, disposición de equipos en área reducida, son zonas críticas de riesgo. Se aplica la Norma NFPA 495 . Estudio de impacto ambiental, Normativa para efluentes, Entidad ANA, OEFA. Indicadores técnico-operativoseconómicos establecidos en base a buenas prácticas internacionalmente aceptadas: Factor de Recuperación, Eficiencia de producción, MER, Ïndice de Reposición de reservas, Eficiencia de extracción, disposición de Gas producido, etc.

No existe incumplimiento en temas técnicos. Es muy peligroso para las entidades

incumplimiento, PERUPETRO debe evaluar los mecanismos y recomendaciones a aplicar en el marco de los Contratos y la normativa sectorial vigente.

Dice (2do párrafo):………..alcance el máximo comportamiento productivo sin afectar las propiedades del reservorio. Debe decir: Asi mismo, periódicamente debe actualizarse el índice de productividad del pozo, para calcular el máximo aporte productivo y adecuar las condiciones de operación e instalaciones de levantamiento artificial para no afectar su recuperación final.

Estatales se pueden ver obligadas a Terminar un Contrato de Licencia porque estos señalan que un incumplimiento es causal de terminación de Contrato O Usar la palabra “recomendaciones”

De acuerdo al mecanismo de producción del reservorio, se tendrá depletación Artículo 161 – o producción de Limites agua o gas, que Operativos en la afectan la Producción recuperación final: Expertos y buenas prácticas en reservorios e Ing de producción. Dice: Lo recomendable es hacer tres (3) mediciones de El seguimiento de pozo por mes…. la curva de Adicionar: Para el caso de pozos cuya producción se producción por colecta en manifolds de campo y se bombea a través pozo debe hacerse de una línea de flujo a Batería, la medición es en con data lo más Artículo 213 – Prueba de Pozos tanque, en la misma frecuencia indicada líneas arriba. real y no estimada, de desarrollo ya que se alteran los parámetros de declinación (n y b) y la recuperación final. 23. Pronóstico de producción Evaluar desempeño ANEXO B Adicionar: Presentar los registros de cálculo de de producción en el INFORMACION pronóstico de producción y reservas por pozo: que año, identificando PARA LOS incluya los parámetros de declinación: n y b. mayor declinación INFORMES DE o cambio de RECURSOS DE condiciones HIDROCARBUROS operativas, etc. No se define el perfil / competencias del personal de Art. 13 seguridad industrial.

Las subcontratistas necesitarán personal de seguridad industrial dependiendo de los riesgos asociados Puntualizar que el Curso de Investigación de Incidentes estará dirigido a personal Supervisor.

Art. 17

Curso de Manejo de vehículos, modificarlo por Manejo Defensivo para Conductores. Clarificar las técnicas de Supervivencia tanto para Operaciones en el mar como en tierra. El uso de salvavidas debe estar incorporado en otro artículo y no junto al uso de cinturones.

Art. 22

Art. 28

Art. 32

Indicarse el cumplimiento de normativa USCG, SOLAS o similar. No se define el perfil / competencias del personal especializado para atención de primeros auxilios Debe decir …”En el caso de los campamentos ubicados en las plataformas marinas o barcos de perforación deben estar construidas e instaladas siguiendo las normas o estándares internacionales (API, ASME, entre otros).” El estándar RP 53 está repetido.

Art. 71

Art. 92

Art. 95

Art. 99 c)

Art. 99 d) Art. 99 i)

La referencia ACGIH es obsoleta. Respecto al tipo de simulacros se hace referencia al art. 79. Dicho artículo no hace referencia al tipo de simulacros. Se requiere puntualizar. Clarificar el mínimo equipamiento requerido. Debe decir “Contar con equipo y protección contra incendios de acuerdo a lo determinado por el Estudio de Riesgos sobre la actividad de perforación que se realiza.” Incorporar ….la instalación del pararrayo debe cumplir con NFPA 780. Se refiere al pararrayos? De ser así es igual al ítem d).

Cap III

Art. 100.2

Art. 100.4

Incorporar artículo que defina las distancias mínimas del centro del pozo a las casetas, al acumulador , etc. Debe decir “Un cable y sistema de bajada de emergencia de descenso controlado ubicado entre la repisa del mástil del equipo de perforación / servicio de pozo y anclado en el terraplén o plataforma del pozo (para el caso de los equipos que tengan repisa). Para el caso de los equipos de perforación offshore el sistema de bajada de emergencia desde la repisa debe ser el del tipo de descenso vertical. Se sugiere unir con 100.2

Art. 101

Debe decir: “Donde aplique, los anclajes del equipo de perforación ….

Art. 102

…..Las conexiones de mangueras deben tener abrazaderas y cables de seguridad.

Art. 106.4

Art. 109

Debe decir: “durante la operación de levantar tubería a la plataforma del equipo, se debe usar un cabo o “viento” guía en la tubería que se esté alzando. Debe decir: “Los equipos de perforación deben ser dotados de un sistema de bombeo de agua / espuma en base a la reserva de agua disponible para sus operaciones normales.” ¿Los equipos de servicio de pozos tendrán un sistema de bombeo similar a los de perforación?

Art. 110 b

Requiere indicarse los requisitos normativos para los aros salvavidas.

Art. 111.3

Debe decir: “El uso de equipos de protección contra caídas (como por ejemplo: arnés, bloques retráctiles, líneas de vida) es obligatorio para el personal que trabaja en la repisa del castillo, así como para quienes estén expuestos a sufrir caídas a diferente nivel. La escalera de acceso a la repisa del castillo debe tener instalado un sistema de ascenso vertical”

Art. 229

El derrame al que hace referencia este artículo

¿incluye los que ocurren en los diques de contención o sólo los que impactan al medio ambiente?.

Título IV – Perforación – Art. 55

Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 60 Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 68

Dice: “ equipos de servicio y reacondicionamiento de Pozos, en lo que corresponda” Comentarios.-

Debería ser aplicado solo a equipos de Perforación Onshore y Offshore. Debería incluirse los equipos de Servicio de Pozo en otro TITULO (ejemplo: Producción)

Comentario.“o futuros pozos”. Ya que se podrían realizar varios pozos en una sola locación y con un arreglo de estos en particular sobre la locación. Revisar y comparar con una norma internacional.

Debe decir.-

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Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 71

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RP 2A-WSD Practicas Recomendadas para la Planificación, Diseño y Construcción de Plataformas Fijas Costa Afuera - Diseño por esfuerzo de trabajo. Spec 2C.- Especificación para Grúas Costa Afuera montadas sobre pedestal. Spec 2H.- Especificación para planchas de Acero al Carbono Manganeso para estructuras Costa Afuera RP 2I.- Practicas Recomendadas para la Inspección en Servicio del Equipo de Amarre para estructuras flotantes. API RP 2K.- API ya no la pública, última actualización de 1982. Incluida en API 16Q API RP 2M.- API ya no lo publica, ultima actualización: 1996. API RP 2P.- API ya no lo publica, ultima actualización: 1987

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Practicas recomendadas para el Diseño Selección, Operación y Mantenimiento de Sistemas de Perforación Marina con Riser. Incluye a: API RP 2K (1982) API RP 2Q

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API SPEC 16R.- Especificación para

Acoplamientos en perforaciones marinas con

Riser.

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API RP 2T.- Practicas recomendadas para

Planeamiento, Diseño y Construcción de Plataformas tipo TLP. API SPEC 2W.- Especificación para planchas de acero para estructuras costa afuera, producidas por procesos de control termo mecánicos.

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API RP 2X.- Practicas recomendadas para Pruebas por Ultrasonido y Magnéticos de Fabricaciones estructurales Costa afuera y Lineamientos para la Calificación de Técnicos.

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API RP 4G.- Practicas Recomendadas para la Operación, Inspección, Mantenimiento y Reparación de Estructuras para Perforación y Servicio de Pozos.

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API SPEC 8A.- API ya no lo publica, ultima actualización: 1997 Deberíamos colocar el API RP 8B "Practicas Recomendadas para los procedimientos de Inspección, Mantenimiento, Reparación y Re manufactura de Equipos de Izaje.

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API SPEC 8C.- Especificación para Equipos de Izaje en Perforación y Producción.

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API RP 500.- Practicas Recomendadas para Clasificación de lugares para instalaciones eléctricas en facilidades Petroleras clasificadas como Clase 1, División 1 y División 2.

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API RP 505.- Practicas Recomendadas para Clasificación de lugares para instalaciones eléctricas en facilidades Petroleras clasificadas como Clase 1, Zona 0, Zona 1 y Zona 2.

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API RP 9B.- debe decir: API 9B "Aplicación, Cuidado y Uso del Cable de acero para Servicio en Campo Petrolero"

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API RP 14F.- Practicas Recomendadas para el Diseño, Instalación y Mantenimiento de Sistemas eléctricos para Facilidades flotantes de petróleo costa afuera No Clasificadas y Lugares Clase 1, División 1, y División 2.

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API RP 53.- Reemplazar por API Std 53 "Equipos para prevención de reventones para perforación de pozos"

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API 510.- Código de Inspección para recipientes a Presión: Inspección en Servicio, Clasificación, Reparación y Alteración.

PUBL 2201.- debe decir.- API RP 2201 Practica Recomendada de seguridad para soldadura "hot Tapping" en las industria petrolera y petroquímica

SPEC 50.- debe decir: API Spec 5DP Especificación para tubería de perforación. SPEC 7.- debe decir: API SPEC 7-1 Especificación para elementos de perforación rotaria. RP 7A1.- Practicas recomendadas para la prueba a Compuestos de Roscas para conexiones rotarias.

SPEC 7G.- debe decir API RP 7G Practicas recomendadas para el diseño de sarta de perforación y límites de operación.

RP 98 Practicas recomendadas ELIMINAR se repite

para

cuidado.....

RP1381.- debe decir: API RP 13B-1 Prácticas recomendadas para pruebas de campo de fluidos de perforación base agua.

RP 1382.- debe decir: API RP 13B-2 Prácticas recomendadas para pruebas de campo de fluidos de perforación base aceite. API 13E.- desactualizada, fue incluida dentro de: API RP 13C Practicas Recomendadas para en sistemas de procesamiento de fluidos de perforación.

RP 13G.- debe decir API 13G Formato para el Reporte de Lodo de Perforación

RP 131.- debe decir API RP 13I SPEC 16C.- Especificaciones de estrangulamiento y matado de pozos.

equipos

para

SPEC 160.- debe decir: API SPEC 16D Especificación de sistemas de control para equipos de control de pozos de petróleo y sistemas de control para Diverter. RP 49.- Practicas recomendadas para operaciones de perforación y servicio de pozos con H2S. RP 53.- se repite. ELIMINAR.

Comentarios.-

Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 72

Titulo debe decir: "Equipos para Prevención de Reventones" Las Funciones principales de estos equipos es confinar los fluidos del pozo, proveer la forma para adicionar fluido al pozo, y permitir el control de volúmenes para ser removidos del pozo. Sería bueno reestructurar esta sección para offshore y Onshore.

Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 73

Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 74 Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 75 Título IV – Perforación –

Debería revisarse el API Standard 53, ya que se tiene el concepto de CLASE, dependiendo de esto, se tendría un Stack BOP Mínimo. (Por ejemplo: Un Stack mínimo de Clase 3 para BOPs de 5K psi, conteniendo como mínimo un blind shear ram y un pipe Ram). Cada BOP Ram debe tener como mínimo, una presión de trabajo igual a la máxima presión anticipada en superficie (MASP) Deberíamos incluir la tabla de presiones para BOP, que va desde 2K hasta 30K. Debería revisarse según el API Standard 53. f).- Se debe tener disponible solo un manómetro para leer la presión de las botellas del acumulador. Debe decir: “Panel de Control Remoto”, en vez de “Panel de control Satélite”.

CAPITULO I - Art. 76 Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 77 Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 80

Debería revisarse y alinearse con los últimos equipos de registro EDR. (electronic data Record)

Debería decir "Capacidad de Máxima", en vez de " Capacidad permitida".

El título del articulo Debería decir: "Inspección y Pruebas del Sistema para Control de Pozos del Top Drive".

Título IV – Perforación – CAPITULO I - Art. 80

debería decir: "se deben realizar pruebas de funcionamiento y Operación," en vez de “periódicamente se debe inspeccionas el funcionamiento de las válvulas y demás componentes” Se debería basar en el API Standard 53.

Artículo 73: BOP Mínimo El Conjunto de Preventores BOP deberá estar diseñado de acuerdo a las condiciones de Presiones de Trabajo anticipadas durante las operaciones de perforación Costa Afuera (offshore) y costa adentro (onshore). Las condiciones de diseño contenidas en las Especificaciones API RP 53 (Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells – Third Edition, march 1997), deberán servir como una buena guía para diseñar los arreglos de preventores, de acuerdo a las presiones de trabajo y otras condiciones de pozo. Cada Contratista (Operadora) tiene sus propias políticas y procedimientos internos de diseño, los que deberán ser contrastados con las regulaciones del presente reglamento y tomar la condición de diseño que permita asegurar de manera efectiva las operaciones de perforación del pozo. En el caso de actividades de Aguas Profundas y Ultra profundas ……………….(seguir lo indicado en el reglamento)

Artículo 77: Registro de Control de Condiciones de Perforación. El Pto h) se debería aclarar exactamente a que se refiere. Yo puedo interpretar que el Registro de Presión de Fondo durante la perforación significa obligar al Contratista que en todo momento de la perforación se debe tener una herramienta de telemetría, que vaya detectando las variaciones de presiones en el fondo del pozo, tanto en la parte interna de la tubería de perforación como en el anular tubería-pozo. Esta herramienta telemétrica son de alto costo y de preferencia se utiliza en condiciones de perforación de pozos exploratorios o perforación de pozos de alto ángulo, pozos horizontales y pozos de largo alcance.

Artículo 83: Programa de Perforación. Las operaciones de perforación de un pozo deberán seguir en lo posible las secuencias, procedimientos y recomendaciones generales contenidas en el Programa de Perforación y Completamiento del Pozo. Variaciones o cambios a los procedimientos contenidos en dicho programa, deberán ser previamente discutidos y consensuados entre la supervisión y departamento de ingeniería de la Contratista. Así mismo, cualquier proceso de cambio de programa (Change Program) deberán ser incluidas en un formato de Manejo de Cambios (Management of Change MOC) las mismas que deberán ser remitidas a OSINERGMIN y PERUPETRO para su control. Artículo 91: Pruebas de BOP Frecuencia de Pruebas de BOPs: a) Previo al inicio de las operaciones de perforación, b) después de cada desconexión, reparación o cambio de empaques RAM, chocke Line, Choke Manifold o cualquier otro componente de importancia de las partes que componen el Conjunto Preventor de Reventones BOP y c) cada 14 días, desde la última vez que se hizo la última prueba. Cualquier otro Requerimiento respecto a

procedimientos de Pruebas de BOP, deberá guiarse en los procedimientos contenidos en las especificaciones API RP 53 (Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells – Third Edition, march 1997).

Artículo 94: Válvulas de Seguridad a) Válvula Superior del Top Drive (Upper Kelly Valve). Hidráulicamente o neumáticamente controlada desde la consola del perforador, deberá estar permanentemente instalada durante las operaciones de perforación. b) Válvula de bola inferior (Lower Valve), referida algunas veces como válvula de seguridad (safety valve), instalada justo debajo del componente Top Drive y es operada manualmente. c)

Válvula IBOP…..

Artículo 123: Factores de Diseño y de Seguridad en las Tuberías de Revestimiento El Factor de Diseño (DF) representa el grado de aseguramiento que los tubulares de perforación, tuberías de revestimiento o tubería de producción, tendrán para soportar las distintas cargas anticipadas internas y externas a las que estarán sometidas durante las operaciones de perforación y vida productiva del pozo. Definido como la relación entre la Carga Nominal y la Carga Esperada (DF = Carga Nominal / Carga Esperada). El Factor de Seguridad (SF) tiene un concepto similar al FD, pero este valor puede ser igual o mayor que el DF. Solo cuando el Factor de Seguridad Mínimo puede ser igual al DF. Factor Diseño DF = Factor Seguridad Mínimo SFmin ≤

Factor de Seguridad SF Los factores de Diseño (Factores mínimos de Seguridad SFmin) que se usen en el cálculo de las tuberías de revestimiento serán: Modo de Falla Cuerpo

Factor de Diseño DF (cuerpo, conexión)

Estallido (Burst)

1.1 – 1.25

Colapso (collapse)

1.0 – 1.1

Axial (Tensión y Compresión)

1.3 – 1.6

Tri Axial

1.2 – 1.3

Artículo 133: Registro de Cemento La calidad de la cementación de Las tuberías de Revestimiento de Superficie, Intermedios o Liners de producción, deberán ser evaluadas mediante Registros eléctricos de Cementación Sónico o Ultrasónica, para determinar la calidad y tope del cemento detrás de las tuberías. La Interpretación de la calidad deberá permitir tomar la decisión de realizar trabajos de cementación secundaria, que permita garantizar la aislación de zonas interés. El artículo 160 – Restitución de las Reservas Probadas, tercer párrafo a la letra, dice: “En caso se verifique el incumplimiento en niveles aceptables de Restitución de Reservas Probadas, PERUPETRO remitirá un informe técnico al Contratista para que tome las medidas correctivas correspondientes; en caso de continuar el incumplimiento PERUPETRO debe evaluar los mecanismos y sanciones a aplicar en el marco de los Contratos y la normativa sectorial vigente.” EXPLICACION Y PROCESO DE MANEJO DE RESERVAS 1. Area reservas cero + Inversión MUY ALTO RIESGO(Exploración) = DESCUBRIMIENTO DE RESERVAS EXPLORATORIAS - GEOLOGICAS Y/O POSIBLES 2. Reservas exploratorias-geológicas-posibles +

Inversión(MUY ALTO RIESGO) de confirmación = RESERVAS POSIBLES CONFIRMADAS 3. Reservas posibles confirmadas + Inversión(RIESGO MEDIO) = RESERVAS PROBABLES 4. Reservas probables + Inversion(RIESGO MEDIO) = RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS 5. Reservas probadas No desarrolladas + Inversion(RIESGO BAJO) = RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS Otras: 6. Reservas forradas + Inversión( BAJO) = RETRABAJOS Comentarios: Que son niveles aceptables de Restitución de Reservas Probadas y que medidas Correctivas se podrían tomar ? Para reposición de cualquiera de las categorías es necesario inversiones de riesgo. No son disposiciones de trámite administrativo contable y/o académica, hay que arriesgar financiamiento de riesgo y no depende de un reglamento de operaciones sino de decisiones de alta gerencia de proyectos de riesgo. NO ES TEMA DEL REGLAMENTO. OBSERVACIÓN: LAS RESERVAS PROBADAS DE UN YACIMIENTO NO SON ETERNAS Y SE IRÁN REDUCIENDO A MEDIDA QUE SE PRODUCEN LOS HIDROCARBUROS DEL YACIMIENTO. ES UN PRODUCTO NO RENOVABLE, SE AGOTA. VER EN QUE FORMA SE PUEDE MEJORAR ESTA SECCIÓN PORQUE SERA IMPOSIBLE CUMPLIRLA. SI NO FUERA ASI NO EXISTIRIAN CAMPOS MADUROS, NI MARGINALES EN EL MUNDO.