Ley De Hidrocarburos Avance.docx

FACULTAD DE DERECHO Y CIENCIA POLÍTICA ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE DERECHO

“LEY ORGÁNICA QUE NORMA LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS EN EL TERRITORIO NACIONAL LEY N° 26221”

DOCENTE: Dr. Gróver José Herrera Vásquez CURSO: Derecho Minero INTEGRANTES:  Argote Ccasani, Mabel  Arqque Ollachica, Jorhs  Carrillo Rivera, Daniela  Huamani Condori, Gelen  Ticona Gaona, Milagros  Zuñiga Solis, Valery SECCIÓN: CICLO: VIII AREQUIPA – PERÚ

INTRODUCCIÓN El presente trabajo trata en el fondo sobre Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221, promulgada el 19 de agosto de 1993 y publicada en el Diario Oficial El Peruano el 20 de agosto de 1993, bajo la presidencia de Alberto Fujimori Fujimori, Oscar De La Puente Raygada Presidente del Consejo de Ministros y Ministro de Relaciones Exteriores y

Daniel Hokama Tokashiki, Ministro de

Energía y Minas, toda vez que dicho tema es de relevante y de interés para nosotros como estudiantes de derecho, siendo además una parte curricular importante del curso de Derecho minero e hidrocarburos. Cabe señalar que el petróleo y el gas son las principales fuentes de energía de nuestro país. Por esa razón, es importante que conozcamos algunos aspectos del régimen legal que nos permite contar con dichas sustancias tan importantes para nuestro desarrollo económico. En ese sentido se cumplirá con exponer sobre los principales aspectos que conllevan tanto las etapas que se tiene que seguir desde el inicio, La Exploración

y el final que es La Comercialización como las diferentes

instituciones que tienen relación directa con este sector de hidrocarburos.

2

INDICE LEY ORGÁNICA QUE NORMA LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS EN EL TERRITORIO NACIONAL LEY N° 26221 1.

DEFINICIÓN: ......................................................................................................... 5

2.

CONCEPTO: ......................................................................................................... 5

3.

MARCO LEGAL ..................................................................................................... 5

3.1. 4.

De acuerdo con el Artículo 10 de esta ley, los contratos pueden ser: ................. 6 MARCO INSTITUCIONAL ..................................................................................... 6

4.1.

Organizaciones del Estado................................................................................. 6

4.2. DESCRIPCIÓN DE LAS FUNCIONES DE ALGUNOS DE ESTOS ORGANISMOS ............................................................................................................. 7 4.2.1.

PERUPETRO S.A........................................................................................... 7

4.2.2.

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MINEM) ............................................. 7

4.2.3. ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA (OSINERGMIN) .......................................................................................................... 10 4.2.4.

MINISTERIO DEL AMBIENTE (MINAM) ....................................................... 11

4.2.5.

ORGANISMO DE EVALUACIÓN Y FISCALIZACIÓN AMBIENTAL (OEFA) . 11

4.2.6. SERVICIO NACIONAL DE CERTIFICACIÓN AMBIENTAL PARA LAS INVERSIONES SOSTENIBLES (SENACE) ................................................................ 13 5.

CLASIFICACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS: .................................................. 14

6.

TIPOS DE HIDROCARBUROS ........................................................................... 15

6.1.

. PETROLEO.................................................................................................... 15

6.2.

GAS NATURAL ................................................................................................ 15

7.

FASES DE LA APROBACIÓN DE LOS PROYECTOS DE HIDROCARBUROS .. 16

7.1.

PASOS PREVIOS A LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN ........................... 16

7.1.1.

Contratos y negociación entre la empresa y PERUPETRO .......................... 16

7.1.2.

MINEM- Dirección General de Asuntos Ambientales. .................................. 17

7.1.3.

La evaluación de impacto ambiental en los proyectos de Hidrocarburos ...... 18

7.1.4.

La participación ciudadana en el subsector hidrocarburos ............................ 19

8.

EL CICLO DE LA ACTIVIDAD DE HIDROCARBUROS Y SUS IMPACTOS ........ 20

8.1.

FASE DE EXPLORACIÓN ............................................................................... 21

8.1.1.

Actividades exploratorias .............................................................................. 21

8.1.2.

Sistemas de perforación ............................................................................... 22

8.1.3.

Prospección sísmica ..................................................................................... 24

8.1.3.1. 8.2.

Los desechos de la perforación ................................................................. 24

FASE DE EXPLOTACIÓN................................................................................ 25

8.2.1.

MANEJO DE EXPLOSIVOS ......................................................................... 25

8.2.2.

INSTALACIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ...................................... 27 3

8.2.3.

Sistemas de Producción ............................................................................... 31

8.3.1.

REFINACIÓN ............................................................................................... 32

8.3.1.1.

PRINCIPALES PROCESOS DE REFINACIÓN: ........................................ 33

8.3.1.2.

Procesos ................................................................................................... 34

A.

Procesos físicos de separación ........................................................................... 34

B.

Procesos de transformación (Art. 74)................................................................... 34

A.

Tratamiento de los petróleos crudos .................................................................... 35

8.4.2.

COMERCIALIZACION DE PRODUCTOS .................................................... 43

8.4.3.

IMPORTANCIA DE LA COMERCIALIZACION ............................................. 43

8.4.3.1.

LA COMERCIALIZACION ABARCA .......................................................... 45

8.4.3.2. LOS REQUISITOS PARA COMERCIALIZAR COMBUSTIBLES LIQUIDOS Y OTROS PRODUCTOS DERIVADOS DE LOS HIDROCARBUROS ........................ 45 8.4.3.3.

DE LAS POLIZAS DE SEGURO ............................................................... 46

8.4.3.4.

DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES ......................................... 47

A.

DE LOS INFORMES ............................................................................................ 47

9.

DE LAS INFRACCIONES .................................................................................... 47

DISCUSIÓN DEL TEMA CONCLUSIONES

4

LEY ORGÁNICA QUE NORMA LAS ACTIVIDADES DE HIDROCARBUROS EN EL TERRITORIO NACIONAL LEY N° 26221

1. DEFINICIÓN: Los hidrocarburos son compuestos orgánicos formados únicamente por átomos de carbono e hidrógeno. Los hidrocarburos son los compuestos básicos que estudia la química orgánica. Las cadenas de átomos de carbono pueden ser lineales o ramificadas, y abiertas o cerradas. Los que tienen en su molécula otros elementos químicos (heteroátomos) se llaman hidrocarburos sustituidos.

2. CONCEPTO: Artículo 7. - La denominación "Hidrocarburos" comprende todo compuesto orgánico, gaseoso, líquido o sólido, que consiste principalmente de carbono e hidrógeno.

3. MARCO LEGAL La Constitución de 1993 establece que los hidrocarburos son un recurso natural y que por lo tanto son propiedad del Estado1. Según esto, la economía del Perú se rige por un modelo de economía social de mercado donde la iniciativa privada es libre (artículo 58). A partir de ese año, las actividades del subsector hidrocarburos son reguladas mediante la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley N° 262212, que define como hidrocarburo a “todo compuesto orgánico, gaseoso, líquido o sólido proveniente principalmente de carbono e hidrógeno, es decir, comprende petróleo, gas y sus derivados”. Esta ley establece que los hidrocarburos in situ son propiedad del Estado (artículo 8). El Estado otorga a PERUPETRO S.A. el derecho de propiedad sobre los hidrocarburos extraídos mediante contratos de exploración y explotación3.

Artículo 66 de la Constitución del Perú (1993) “Los recursos naturales son patrimonio de la Nación y el Estado es soberano en su aprovechamiento.Por Ley Orgánica se fijan las condiciones de su utilización y su otorgamiento a particulares”. 2 Publicada en el diario oficial El Peruano el 20 de agosto de 1993. 3 Artículos 7 y 8 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. 1

5

3.1. De acuerdo con el Artículo 10 de esta ley, los contratos pueden ser:

a. Contrato de licencia. Es el celebrado por PERUPETRO S.A. con el contratista y por el cual este obtiene la autorización de explorar o explotar hidrocarburos en el área de contrato, en mérito del cual PERUPETRO S.A. transfiere el derecho de propiedad de los hidrocarburos extraídos al contratista, quien debe pagar una regalía al Estado. b. Contrato de servicios. Es el celebrado por PERUPETRO S.A. con el contratista para que este ejercite el derecho de llevar a cabo actividades de exploración o explotación de hidrocarburos en el área de contrato, recibiendo el contratista una retribución en función de la producción fiscalizada de hidrocarburos. c. Otras modalidades de contratación autorizadas por el MINEM. La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece también que el Estado es el ente rector y promotor del subsector hidrocarburos

4. MARCO INSTITUCIONAL 4.1. Organizaciones del Estado Las distintas organizaciones del Estado que ejercen funciones de gestión con relación a la explotación de hidrocarburos están sujetas a diversos factores fuera de estas que limitan o fortalecen sus actividades. Entre estos factores externos se encuentran las políticas del Estado sobre las industrias extractivas en general, las políticas económicas, el marco legal, la situación socioeconómica del país en un momento dado, la sociedad civil y los recursos de hidrocarburos disponibles. Por ejemplo, las políticas nacionales de un determinado gobierno influyen poderosamente en la forma en la que las distintas organizaciones estatales ejercen sus funciones y manejan las actividades de hidrocarburos en el país (sean estas las encargadas de promover, vigilar, monitorear o fiscalizar dichas actividades). Al mismo tiempo, y como se ha mencionado anteriormente, persiste una gestión sectorizada de los recursos, carente de una visión concertada que articule objetivos conjuntos de gestión a largo plazo.

6

4.2. DESCRIPCIÓN DE LAS FUNCIONES DE ALGUNOS DE ESTOS ORGANISMOS

4.2.1. PERUPETRO S.A. Es la institución que impulsa la inversión en exploración y explotación de hidrocarburos, además de negociar, celebrar y supervisar los contratos conforme a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, así como los convenios de evaluación técnica. PERUPETRO elabora y administra el banco de datos de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, entrega al Tesoro Público los ingresos generados por los contratos y asume el pago por concepto de canon, sobre canon yparticipación en la renta. Esta institución del Estado está a cargo de la comercialización de los hidrocarburos provenientes de las áreas bajo contrato, cuya propiedad le corresponda. Por último, propone al MINEM opciones de políticas para la exploración y explotación de hidrocarburos, participa en la elaboración de los planes del sector energía y minas y coordina con las entidades correspondientes el cumplimiento de las disposiciones relacionadas con la preservación del medio ambiente.

4.2.2. MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MINEM) Es el organismo principal y rector del sector energía y minas. Formula y evalúa las políticas nacionales de energía y minas. Es la autoridad competente en asuntos ambientales referidos a las actividades mineroenergéticas. Dentro de su estructura orgánica —como parte del viceministerio de Energía— cuenta, entre otros, con los siguientes órganos de línea:

a. Dirección General de Hidrocarburos (DGH): La DGH es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del subsector hidrocarburos. Sus funciones (entre otras) son: 

Proponer la política del subsector hidrocarburos en concordancia con las políticas de desarrollo sectorial y nacional.

7



Elaborar y evaluar el plan referencial de hidrocarburos y el plan de desarrollo de hidrocarburos.



Participar en la elaboración del plan de desarrollo energético en coordinación con las otras direcciones generales del sector energía.



Participar en la formulación del balance energético nacional y de las proyecciones sobre las perspectivas energéticas nacionales, en coordinación con las otras direcciones generales del sector energía.



Promover las inversiones en el subsector hidrocarburos.



Promover y difundir el uso racional de la energía, las energías renovables y la eficiencia energética, así como la transferencia de tecnología en el sector, para el incremento de su competitividad y productividad. productividad.



Participar en la elaboración de límites y estándares de eficiencia en el consumo energético y en comités técnicos intersectoriales.



Formular y promover las normas técnicas y legales relacionadas con el subsector hidrocarburos, promoviendo su desarrollo sostenible y tecnificación.



Coordinar con los gobiernos regionales, gobiernos locales y otras entidades públicas y privadas, los asuntos relacionados con el desarrollo de las actividades sostenibles del subsector hidrocarburos.



Evaluar y emitir opinión sobre solicitudes de concesiones o autorizaciones,

para

almacenamiento,

desarrollar

refinación,

actividades

de

procesamiento,

transporte,

distribución

y

comercialización de hidrocarburos. 

Efectuar el seguimiento al cumplimiento de los compromisos de las consideraciones establecidas en los contratos de concesión.



Analizar y evaluar la información técnica, económica y financiera relacionada con el subsector hidrocarburos.



Expedir resoluciones directorales en el ámbito del subsector hidrocarburos.

b. Dirección

General

de

Asuntos

Ambientales

Energéticos

(DGAAE):La DGAAE es la entidad encargada de proponer y evaluar la política, proponer o expedir la normatividad necesaria, así como 8

promover la ejecución de actividades orientadas a la conservación y protección del medio ambiente para el desarrollo sostenible de las actividades energéticas. Sus funciones son4: 

Proponer la política de conservación y protección del medio ambiente en el desarrollo sostenible de las actividades energéticas en concordancia con las políticas de desarrollo sostenible sectorial y nacional.



Formular, proponer y aprobar, cuando corresponda, las normas técnicas y legales relacionadas con la conservación y protección del ambiente en el sector energía.



Normar la evaluación de los estudios ambientales de las actividades del sector energía; analizar y emitir opinión sobre las denuncias por trasgresión de la normatividad ambiental; y establecer las medidas preventivas y correctivas necesarias para el control de dichos impactos.



Calificar y autorizar a instituciones públicas y privadas para que elaboren estudios ambientales sobre el impacto del desarrollo de las actividades energéticas.



Elaborar y promover los estudios ambientales necesarios para el desarrollo y crecimiento de las actividades del sector.



Evaluar y aprobar los estudios técnicos, ambientales y sociales que se presenten al MINEM referidos al sector energía.



Elaborar y promover programas de protección ambiental y de desarrollo sostenible en el sector energía en coordinación con la Dirección General de Electricidad y la Dirección General de Hidrocarburos, los gobiernos regionales, gobiernos locales, empresas del sector y otras instituciones públicas y privadas.



Asesorar a la alta dirección en asuntos ambientales del sector energía

4

A partir de la transferencia de competencias conforme a la Ley N° 29968 y de acuerdo con el cronograma establecido en el D.S. N° 006-2015-MINAM, las funciones referidas a la evaluación y aprobación de EIA serán del SENACE.

9



Promover proyectos y analizar solicitudes de cooperación técnica internacional vinculados con asuntos ambientales en el sector energía, en coordinación con la Agencia Peruana de Cooperación Internación (APCI).



Promover programas de entrenamiento y capacitación sobre temas, en el país o en el extranjero, tanto en el sector público como en el privado.



Recopilar y participar en el procesamiento y análisis de la información estadística sobre las acciones de conservación y protección del ambiente en el ámbito sectorial.



Expedir resoluciones directorales en el ámbito de su competencia.



Informar y opinar sobre asuntos de su competencia.



Realizar las demás funciones que se le asigne.

4.2.3. ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA (OSINERGMIN) Es el organismo regulador, supervisor y fiscalizador de las actividades que desarrollan las personas jurídicas de derecho público, interno o privado, y las personas naturales, en el sector de minería y los subsectores electricidad

e

hidrocarburos.

Tiene

autonomía

funcional,

técnica,

administrativa, económica y financiera. Conjuntamente con el Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (INDECOPI), forma parte del Sistema Supervisor de la Inversión en Energía. Sus funciones son: a) Funciones en el subsector hidrocarburos: 

supervisa que cumplan las normas técnicas y de seguridad;



promueve la comercialización formal de los combustibles;



lucha contra la informalidad, y



supervisa que despachen la cantidad exacta de combustible y cumplan con la calidad que indica la norma.

b) Funciones en el servicio eléctrico: 

servicio eléctrico de calidad, sin cortes ni variaciones de tensión; 10



alumbrado público;



facturación y atención a usuarios;



instalaciones de la vía pública seguras;



fijación de tarifas eléctricas, y



resolución de reclamos en segunda instancia.

c) Funciones en minería: 

supervisión de la seguridad de las infraestructuras y las operaciones de la gran y mediana minería formal, y



investigación de las denuncias sobre incumplimientos de las normas de seguridad que afectan las infraestructuras mineras formales.

4.2.4. MINISTERIO DEL AMBIENTE (MINAM) El MINAM se creó mediante Decreto Legislativo N° 1013 el 14 de mayo de 2008. El MINAM fue creado como organismo encargado de diseñar, establecer, ejecutar y supervisar la política nacional y sectorial ambiental. Entre otras funciones, el MINAM es la entidad encargada de supervisar el funcionamiento de los organismos públicos adscritos al sector y garantizar que su actuación se enmarque dentro de los objetivos de la Política Nacional del Ambiente5.

4.2.5. ORGANISMO DE EVALUACIÓN Y FISCALIZACIÓN AMBIENTAL (OEFA) El OEFA es un organismo público técnico especializado adscrito al MINAM6, encargado de ejercer y promover la fiscalización ambiental de las actividades de los sectores energía, minería, pesquería e industria que se desarrollen en el país. El OEFA es el ente rector del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental, el cual tiene como finalidad asegurar el cumplimiento de la legislación ambiental por parte de todas las personas naturales o jurídicas, así como supervisar y garantizar que las funciones de 5

Ver: www.minam.gob.pe/wp-content/uploads/2013/08/Pol%C3%ADtica-Nacional-delAmbiente.pdf. 6 Creado mediante el Decreto Legislativo N° 1013.

11

evaluación, supervisión, fiscalización, control y potestad sancionadora en materia ambiental, a cargo de las diversas entidades del Estado, se realicen de forma independiente, imparcial, ágil y eficiente. Algunas de sus funciones respecto de los sectores de su competencia (minería, energía, pesca, industria manufacturera y EFA) son7: 

Coordinar

con

las

autoridades

competentes

los

procesos

y

procedimientos relacionados con evaluación, supervisión, fiscalización, control, potestad sancionadora y aplicación de incentivos. 

Formular e implementar los procedimientos o mecanismos que garanticen la articulación del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental con el Sistema Nacional de Gestión Ambiental, en coordinación con las entidades correspondientes.



Formular y aprobar normas en materia de evaluación, supervisión, fiscalización, control y sanción, en su calidad de ente rector del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental.



Desarrollar acciones para promover, orientar, capacitar a las entidades del gobierno nacional, regional, local, administrados y ciudadanía en general, en buenas prácticas de evaluación, supervisión y fiscalización ambiental, así como brindar asistencia técnica a las entidades que conforman el Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental.



Desarrollar las acciones de evaluación ambiental que permitan obtener la evidencia probatoria objetiva sobre el estado de la calidad del ambiente que dará sustento para el desarrollo delos procesos de supervisión y fiscalización, dentro de los cuales se incluyen los casos de contaminación ambiental.



Emitir informes de los resultados de las acciones de evaluación, supervisión y fiscalización, sanción y aplicación de incentivos. Intervenir de manera extraordinaria ante situaciones excepcionales de flagrante daño al ambiente, in situ, cuando no medie la acción inmediata por la autoridad competente en fiscalización ambiental, con el fin de disponer

7

Reglamento de Organización y Funciones del OEFA.

12

las acciones conducentes a controlar o mitigar el problema ambiental. La intervención cesará a la presencia de la autoridad responsable. 

Realizar el seguimiento y supervisión de la implementación de las medidas establecidas en la evaluación ambiental estratégica.



Supervisar y fiscalizar las entidades del Estado con competencias en fiscalización, de manera que cumplan con las funciones de fiscalización establecidas en la legislación vigente.



Establecer mecanismos de articulación, coordinación, colaboración y participación con las autoridades competentes para apoyo en el cumplimiento de sus funciones.

4.2.6. SERVICIO NACIONAL DE CERTIFICACIÓN AMBIENTAL PARA LAS INVERSIONES SOSTENIBLES (SENACE)

El SENACE es un organismo público técnico especializado, adscrito al MINAM. Su tarea consiste en revisar y aprobar los EIA-d de mayor envergadura de los proyectos de inversión pública, privada o de capital mixto. Recientemente, con la Ley N° 30327, se establece que entre las funciones a futuro del SENACE estará la CAG, que incluye la evaluación y aprobación tanto de los EIA-d como de los EIA-sd. Otras de sus funciones son8: d) Implementar la Ventanilla Única de Certificación Ambiental en los procedimientos de aprobación de los EIA-d. e) Solicitar, cuando corresponda, la opinión técnica de las autoridades con competencias ambientales, así como absolver las consultas y solicitudes de opinión que se le formulen, de acuerdo a la ley. f)

Formular propuestas para la mejora continua de los procesos de evaluación coordinación

de

impacto

ambiental,

gubernamental

y

incluyendo

buenas

prácticas

mecanismos de

de

relaciones

comunitarias y de participación ciudadana. g) Administrar el Registro Nacional de Consultoras Ambientales y el Registro Administrativo, de carácter público y actualizado, de las 8

Página web institucional del SENACE: www.senace.gob.pe/nosotros/que-es-el-senace/.

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certificaciones ambientales de alcance nacional o multirregional concedidas o denegadas por los organismos correspondientes, sin perjuicio delas competencias en materia de fiscalización y sanción que corresponden al OEFA.

5. CLASIFICACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS: Se clasifican en dos tipos, que son: alifáticos y aromáticos a) Hidrocarburos aromáticos: También conocidos como bencénicos, son moléculas que poseen al menos un anillo aromático dentro de su estructura. b) Hidrocarburos alifáticos, a su vez se pueden clasificar en alcanos, alquenos y alquinos según los tipos de enlace que unen entre sí los átomos de carbono. Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Engloban dos grupos principales, de cadena abierta y cíclica. En los compuestos de cadena abierta que contienen más de un átomo de carbono, los átomos de carbono están unidos entre sí formando una cadena lineal que puede tener una o más ramificaciones. En los compuestos cíclicos, los átomos de carbono forman uno o más anillos cerrados. Los dos grupos principales se subdividen según su comportamiento químico en saturados e insaturados. i) Alcanos: Los hidrocarburos saturados de cadena abierta forman un grupo homólogo denominado alcanos o parafinas. Los primeros cuatro miembros del grupo son gases a presión y temperatura ambiente; los miembros intermedios son líquidos, y los miembros más pesados son semisólidos o sólidos. El petróleo contiene una gran variedad de hidrocarburos saturados, y los productos del petróleo como la gasolina, el aceite combustible, los aceites lubricantes y la parafina consisten principalmente en mezclas de

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estos hidrocarburos que varían de los líquidos más ligeros a los sólidos. ii) Alquenos: El grupo de los alquenos u olefinas está formado por hidrocarburos de cadena abierta en los que existe un doble enlace entre dos átomos de carbono. Al igual que los alcanos, los miembros más bajos son gases, los compuestos intermedios son líquidos y los más altos son sólidos. Los compuestos del grupo de los alquenos son más reactivos químicamente que los compuestos saturados. iii) Alquinos: Los miembros del grupo de los alquinos contienen un triple enlace entre dos átomos de carbono de la molécula. Son muy activos químicamente y no se presentan libres en la naturaleza.

6. TIPOS DE HIDROCARBUROS 6.1. . PETROLEO Según “Glosario, Siglas y Abreviaturas del Subsector Hidrocarburos” (D.S. 032-2002-EM): Mezcla de Hidrocarburos que se encuentran en estado líquido a las condiciones iniciales de presión y temperatura del Reservorio y que mayormente se mantiene en estado líquido a condiciones atmosféricas. No incluye condensados, líquidos del Gas Natural o Gas Natural Licuado. La cantidad de petróleo que consume un país constituye un indicador de su desarrollo industrial; y la proporción en que se incrementa su consumo cada año, lo es de su ritmo de progreso. Además del suministro de energía, el petróleo tiene una singular importancia como fuente de provisión de una gran variedad de sustancias y materias que constituyen materia prima para la industria. 6.2. GAS NATURAL Según “Glosario, Siglas y Abreviaturas del Subsector Hidrocarburos” (D.S. 032-2002-EM): Mezcla de Hidrocarburos en estado gaseoso, puede presentarse en su estado natural como Gas Natural Asociado y Gas Natural no Asociado. Puede ser húmedo si tiene Condensado, o ser seco si no lo contiene.

15

Es probable que hayas indicado que el gas natural, a diferencia del petróleo, es obviamente solo una mezcla de hidrocarburos gaseosos, formado en su mayor parte (aproximadamente 80%) por metano; conteniendo además: etano, propano, butano, pentano y hexano, que forman los productos más livianos de la línea de hidrocarburos. Acompaña generalmente al petróleo en los yacimientos. Artículo 44.- El gas natural que no sea utilizado en las operaciones podrá ser comercializado, reinyectado al reservorio o ambos por el Contratista. En la medida en que el gas natural no sea utilizado, comercializado o reinyectado, el Contratista previa aprobación del Ministerio de Energía y Minas, podrá quemar el gas.

7. FASES

DE

LA

APROBACIÓN

DE

LOS

PROYECTOS

DE

HIDROCARBUROS Las actividades de hidrocarburos comprenden fases previas, durante y después de las operaciones de un lote:

7.1. PASOS PREVIOS A LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN 7.1.1. Contratos y negociación entre la empresa y PERUPETRO Artículo 8. - Los Hidrocarburos "in situ" son de propiedad del Estado. El Estado otorga a PERUPETRO S.A. el derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos extraídos para el efecto de que pueda celebrar Contratos de exploración y explotación o explotación de éstos, en los términos que establece la presente Ley, así como los convenios de evaluación técnica. El proceso se inicia con una solicitud de la empresa petrolera a PERUPETRO en la cual esta empresa manifiesta su interés en obtener un contrato para realizar actividades en el país.

Luego de la suscripción del contrato, la empresa inicia trabajos de gabinete para iniciar el proceso de elaboración del EIA (ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL).

16

7.1.2. MINEM- Dirección General de Asuntos Ambientales. 9 La empresa debe presentar ante la Dirección General de Asuntos Ambientales.

Un

Plan

de

Participación

Ciudadana

(PPC)

con

anterioridad a la elaboración del EIA, y los mecanismos de participación ciudadana con relación a las etapas de elaboración y evaluación de los estudios ambientales se darán dentro del plazo de la CAG. El PPC debe indicar los medios a través de los cuales se hará efectiva la participación de las comunidades locales. El plan debe indicar el área de influencia del proyecto, en este caso debemos indicar que la definición de esta área termina siendo un ejercicio técnico poco claro, otorgando discrecionalidad al titular del proyecto. Además, este plan debe identificar los grupos de interés del área de influencia, los mecanismos de participación a emplearse, cronogramas

de

participación,

información

sobre

los

eventos

presenciales en PERUPETRO, así como información sobre la empresa consultora a cargo de la elaboración del EIA. Como mecanismo de participación ciudadana se requieren talleres informativos y audiencias públicas, los que se pueden complementar con visitas guiadas, difusión a través de medios de comunicación escrita, televisiva o radial, del empleo de promotores, entre otros medios de difusión que pongan la información al alcance de los grupos de interés.

Para la elaboración del EIA, la empresa contrata una empresa consultora debidamente acreditada y registrada en el MINEM (función a ser transferida al SENACE), la cual recoge información para la elaboración del EIA. El MINEM estableció mediante Resolución Ministerial N° 546-2012-MEM/DM, “Términos de Referencia para los Estudios de Impacto Ambiental de proyectos de inversión que presentan características comunes o similares, relacionados con el subsector Hidrocarburos”, que se aplican a estudios detallados o semidetallados para las fases de exploración, explotación, transporte y refinación37. Considerando las pautas establecidas en dichos Términos de Referencia 9

Procedimiento actual hasta que se finalice la transferencia de funciones al SENACE.

17

(TdR), la empresa consultora encargada de elaborar el EIA realiza estudios de campo con el objeto de determinar las condiciones y características del ambiente físico (agua, suelos, aire, topografía), biológico (flora y fauna), social y cultural de la zona del proyecto.

La elaboración del EIA comprende también estudios de gabinete, consultas a expertos, reuniones con las comunidades locales y otros grupos de interés. La empresa consultora debe elaborar un estudio con un análisis crítico de los impactos ambientales y sociales del proyecto, proponer medidas de manejo ambiental, incluir un plan de relaciones comunitarias y un plan de abandono. El MINEM, para los EIA-sd, y el SENACE, para los EIA-d, deben solicitar autorizaciones y, en una única oportunidad, opiniones técnicas sobre el EIA a los organismos correspondientes, tales como el SERNANP, el Ministerio de Cultura (MINCU), la Autoridad Nacional del Agua (ANA), entre otros. Con frecuencia

estas

autoridades

formulan

observaciones

que

son

respondidas por la empresa en un proceso en el cual la ciudadanía no es informada adecuadamente. Los EIA se aprueban luego de un proceso de revisión y levantamiento de observaciones, para el cual no se han establecido criterios técnicos ni requisitos mínimos base.

7.1.3. La evaluación de impacto ambiental en los proyectos de Hidrocarburos Términos de Referencia (TR) de los estudios El artículo 18 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos (D.S. N° 039-2014-EM) establece que la autoridad competente emitirá una resolución mediante la cual se asigna la categoría II (EIA-sd) o III (EIA-d) al proyecto según corresponda. En caso necesario, el titular del proyecto deberá a su vez presentar una propuesta de TdR del estudio ambiental correspondiente (de acuerdo a su categorización), que deberá ser aprobada por la autoridad competente. De acuerdo con el reglamento, solo habría dos casos en los que el titular debe presentar TdR:

18



Cuando la actividad de hidrocarburos a realizarse no requiera presentar estudios ambientales de acuerdo al Anexo 1 del reglamento.



Cuando el titular solicita una recategorización.

Una lectura más detallada de los TdR de los proyectos de hidrocarburos muestra que estos inciden en aspectos fundamentalmente descriptivos de los estudios más que en el nivel de detalle necesario para garantizar el rigor del análisis de aspectos técnicos críticos como la magnitud de impactos en los cuerpos de agua superficial, sistemas de tratamiento de efluentes, impactos por la generación de ruido, emisiones y residuos en general. Cabe resaltar también que los TdR requieren el uso de métodos cuantitativos, estudios de modelación (para cuerpos de agua, fondo marino, aire) y la valoración económica del impacto ambiental generado por el proyecto, requisitos que la mayoría de veces no se cumplen. Estudio de Impacto Ambiental (EIA)

7.1.4. La participación ciudadana en el subsector hidrocarburos

Mediante la Resolución Ministerial N° 571-2008, se promulgan los Lineamientos para la Participación Ciudadana en las Actividades de Hidrocarburos y mediante D.S. N° 012-2008 se aprueba el Reglamento de Participación Ciudadana para la Realización de Actividades de Hidrocarburos. Estas normas buscan informar e involucrar de manera adecuada y eficiente a la población en los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, así como en el proceso de evaluación y aprobación de los IGA correspondientes.

Para asegurar la participación ciudadana, se realizan mecanismos tales como talleres informativos, audiencias públicas, visitas guiadas, difusión de información a través de medios de comunicación, buzones de observaciones y opiniones, así como mediante la instalación de una oficina de información y participación ciudadana. En el subsector hidrocarburos, los que se encargan de dirigir estos procesos son, en un primer momento, PERUPETRO y luego la DGGAE del MINEM. Sin 19

embargo,

una

vez

que

las

competencias

sobre

el

subsector

hidrocarburos les sean transferidas al SENACE, será esta la institución encargada de dichos procesos.

La participación ciudadana en teoría se realiza durante todo el ciclo de vida del proyecto, que inicia con la negociación y suscripción del contrato —antes de otorgar la concesión— y continúa durante las distintas etapas de la ejecución del proyecto, como podemos ver en la tabla N° 09. Sin embargo, solo dos acciones son de carácter obligatorio: los talleres informativos y las audiencias públicas (sombreadas en la tabla N° 09). Esto, en la práctica, resta viabilidad a la implementación de las demás acciones. El que estas queden en discrecionalidad de los titulares de proyectos o no sean obligatorias, resta efectividad a lo que deberían ser —como mencionamos— procesos de participación permanentes. En la práctica no siempre han cumplido con su objetivo de informar a la población para llegar a consensos y acuerdos con ellos sobre la pertinencia y las formas de mitigación de los posibles impactos ambientales y sociales que pueden conllevar las actividades de inversión. Esto se puede ver reflejado en el número de conflictos sociales que se reportan en el país: 210 en el mes de junio de 2015 según la Defensoría del Pueblo10. Es por lo tanto necesario reforzar desde el Estado estos procesos para asegurar la inversión responsable y la gobernabilidad del país a través de la disponibilidad y transparencia de la información, que fomente una población correctamente informada.

8. EL CICLO DE LA ACTIVIDAD DE HIDROCARBUROS Y SUS IMPACTOS Este documento se centra en las exploraciones de petróleo y gas, la perforación exploratoria y las operaciones de producción en tierra. Artículo 22º.- Los Contratos contemplarán dos fases: la de exploración y la de explotación, salvo que el Contrato sea uno de explotación en cuyo caso tendrá una sola fase u otras modalidades de contratación autorizadas por el Ministerio de 10

Reporte de Conflictos Sociales N° 136, Adjuntía para la Prevención de Conflictos Sociales y la Gobernabilidad de la Defensoría del Pueblo. Ver: www.defensoria.gob.pe/conflictossociales/home.php.

20

Energía y Minas.

8.1. FASE DE EXPLORACIÓN Consiste en la búsqueda de hidrocarburos (gas o petróleo) en el subsuelo. Se hace un reconocimiento del yacimiento mediante estudios geológicos, geofísicos y geoquímicos de prospección. Estos estudios se hacen mediante el uso de instrumentos de teledetección, imágenes satelitales, métodos magnéticos, sismógrafos y sistemas informáticos, entre otros medios que permiten conocer las características del estrato y localizar los yacimientos. La exploración comprende también la prospección sísmica.

8.1.1. Actividades exploratorias Los Contratistas podrán llevar a cabo las siguientes actividades de Exploración, de carácter referencial: a) Estudios Geofísicos (Magnetometría, Gravimetría, Sísmica). b) Estudios de Sensores Remotos (fotos aéreas, imágenes satelitales, radar aéreo, etc). c) Estudios Geoquímicos. d) Estudios Geológicos. e) Perforación y Completación de Pozos. f) Pruebas de producción.

Asimismo el contratista una vez que haya suscrito el Contrato, remitirá a PERUPETRO un plan de Exploración que incluya el programa mínimo de trabajo pactado en el contrato, dentro de los cuarenta y cinco (45) días antes de iniciar las actividades.

Artículo 26º.- Para la fase de explotación, el Contratista deberá presentar a PERUPETRO S.A. un plan inicial de desarrollo, que cubra un quinquenio, el mismo que será actualizado anualmente.

21

8.1.2. Sistemas de perforación Las operaciones de perforación requieren abrir vías de acceso, desbrozar las zonas de instalación de los pozos exploratorios y los lugares donde se instalarían las pozas de lodos, generadores, tubos, tanques para lodos, equipos de bombeo, etc. Igualmente requiere la instalación de campamentos. La perforación demanda el uso de aditivos que mantienen la presión hidrostática, ayudan a sacar los cortes de perforación y lubrica y mantienen la temperatura del equipo de perforación. La broca de perforación se instala en el equipo de perforación, al cual se van añadiendo juntas a medida que progresa la perforación. Los cortes de perforación salen del hueco con los fluidos de perforación, que es circulado continuamente.

La mayoría de los pozos perforados en la industria de extracción de petróleo, se realizan para lograr un acceso a los depósitos de petróleo o de gas. No obstante, un determinado número de ellos, resulta perforado para obtener información de las formaciones geológicas. Estos pueden ser poco profundos con el objeto de obtener una información inicial, o profundos para detectar la capacidad de los depósitos. Los sistemas más utilizados para la perforación de pozos son rotativos. Básicamente constan de: 

-Maquinaria para hacer girar la broca de perforación, para aumentar la sección de los tubos de perforación al profundizar el pozo, y para eliminar la tubería de perforación y la broca del pozo.



-Un sistema para circular el fluido a través de la tubería de perforación.

Las funciones más relevantes de este fluido son: refrigerar y lubricar la broca de perforación; controlar las presiones que pueda encontrar a su paso a través de diferentes formaciones; mantener la presión del pozo evitando la salida repentina al exterior de cualquier fluído existente en el subsuelo; y transportar a la superficie los residuos y muestras procedentes de la perforación; estabilizando además las paredes del pozo.

22

El sistema de fluido de perforación se encuentra constituido por diferentes tanques para mezclar los distintos componentes, almacenar y tratar los fluidos; bombas para mandarlo a través de las tuberías de perforación y de retorno a la superficie; y maquinaria para eliminar los cortes, trozos y el gas de los fluidos enviados a la superficie. Un pozo se perfora en secciones, las cuales pueden requerir diferentes tipos de barro. El barro de la sección anterior puede ser eliminado o modificado para la siguiente sección; y parte del barro se deja en el pozo una vez terminado. Los componentes básicos del barro son: arcilla de bentonita para aumentar la viscosidad y formar una gelatina; sulfato bárico como agente para incrementar el peso, y soda cáustica para aumentar el pH y controlar la viscosidad. Algunos barros poseen una base de agua, mientras que otros tienen una base aceitosa, siendo éstos últimos utilizados en situaciones especiales y presentando un mayor peligro contaminante. La eliminación de los finos y restos de cortes, es uno de los pasos en un proceso continuo de tratamiento y acondicionamiento de los barros. Este puede ser aplicado para mantener las características del barro constantes o cambiarlas de acuerdo a las condiciones de perforación. La perforación de pozos profundos a mayores temperaturas, puede incrementar la utilización de barro con base aceitosa. No obstante, la utilización de nuevos aditivos puede permitir el empleo de barros de composición basada en agua, en casos en que anteriormente habría que utilizar lodos aceitosos. Estos presentan continuamente problemas de eliminación. Al finalizar la perforación y acondicionamiento de los pozos, se inicia la producción de crudo y/o gas natural. El control de la producción es efectuado, cuando el petróleo y el gas fluyen de forma naturalproducción primaria-, a través de un conjunto de válvulas de alta presión y bridas, conocido como “árbol de Navidad”. A medida que se va agotando el crudo extraído de forma natural, se requiere ayudar la explotación con bombeos y con inyección de agua y gas (recuperación secundaria). 23

8.1.3. Prospección sísmica La sísmica permite tener una base para conocer los sitios de interés en los que se requiere saber con mayor detalle las características de los hidrocarburos presentes en la zona de estudio. Las pruebas sísmicas delinean los sedimentos y estratos geológicos para entender la forma y composición de un yacimiento. Estas pruebas consisten en medir la velocidad con la que se propagan las ondas de sonido en el subsuelo, cómo se reflejan y refractan (doblan) a través de los diferentes tipos de rocas. Tradicionalmente se ha venido haciendo mediante la perforación de hoyos pequeños en el suelo a determinadas profundidades en las que se deposita una carga de explosivos. La detonación secuencial de estas cargas a lo largo de las líneas sísmicas (de 1,5-2 m de ancho y de longitud que puede alcanzar varios kilómetros) donde se instalan sensores que registran las ondas reflejadas hacia la superficie. La adquisición y procesamiento de datos sísmicos se llevará a cabo de acuerdo a los estándares generales aceptados en la industria y a las condiciones del área. El Contratista llevará un informe diario de los estudios o trabajos realizados. En el caso de los levantamientos sísmicos, incluirá información sobre el tamaño de la carga explosiva, el número de disparos e información precisa sobre la ubicación de los puntos de disparo

8.1.3.1.

Los desechos de la perforación

Si bien la composición exacta puede variar dependiendo del tipo de fluidos de perforación utilizados, en todos los casos se pueden encontrar cloruros provenientes de las salmueras o aguas de producción que contienen sal a altas concentraciones. Los lodos pueden contener bario proveniente de la barita utilizada en la perforación y que puede alcanzar concentraciones de 400 000 mg/L en los lodos de los pozos de gran profundidad. Debido al contacto con formaciones con contenido de hidrocarburos (así como el uso de petróleo como aditivo) los fluidos de perforación pueden contener una variedad de compuestos orgánicos muy contaminantes. Estos 24

incluyen naftaleno, tolueno, etil benceno, fenol, benceno y fenantreno. Además los fluidos de perforación pueden contener compuestos inorgánicos provenientes de los aditivos, como de las perforaciones. Estas sustancias pueden contener arsénico, cromo, plomo, aluminio, azufre y sulfatos (EPA, 1992). Estos fluidos de perforación se generan en las perforaciones exploratorias y de exploración en tierra y mar afuera. En vista de los riesgos al ambiente físico, biológico y salud pública es necesario que ambas etapas tengan EIA-d.

8.2. FASE DE EXPLOTACIÓN Implica una intervención en el lote por hasta cuarenta años durante los cuales se realizarán actividades de extracción de los hidrocarburos. Esto comprende la perforación de pozos, creación de helipuertos, zonas de descarga, apertura de caminos, instalación de tuberías, movimiento de maquinaria y personal, instalación de campamentos, abastecimiento de materiales, equipos, alimentos, etc. Igualmente demanda sistemas de tratamiento de efluentes, aguas servidas, reinyección de aguas de producción, creación de pozas de desechos, sistemas de manejo de residuos sólidos (domésticos y peligrosos), disposición final de desechos (líquidos y sólidos, incluyendo los peligrosos).

Aplicación de reglas técnicas y normas Las normas, técnicas y especificaciones que se utilizan en la perforación de Pozos, tanto en la fase de Exploración como de Explotación, son similares, diferenciándose solamente en la mayor exigencia respecto a la seguridad de la operación exploratoria, debido al desconocimiento de las condiciones del subsuelo. Una vez conocida el área, dichas normas se adaptarán, con la debida justificación, a las condiciones reales que se encuentren.

8.2.1. MANEJO DE EXPLOSIVOS

25

Los explosivos deberán almacenarse según Normas y Procedimientos del Reglamento de la DICSCAMEC o la norma NFPA 495, en caso de no ser de aplicación la primera.

Los depósitos para los explosivos construidos en superficie deberán tener las siguientes características: a) Estar construidos a prueba de balas con paredes, techos y pisos forrados con madera. b) Tener puertas provistas de candados y llaves de seguridad. c) Conexión a tierra en caso de tener estructura metálica. d) El interior debe estar adecuadamente ventilado, seco y limpio. e) Contar con equipos de protección de descargas atmosféricas (Pararrayos). f) Tener instalaciones eléctricas a prueba de explosión. g) Evitar que los cables de transmisión eléctrica y/o data pasen sobre los depósitos de explosivos. Está prohibido guardar explosivos fuera de los polvorines o depósitos. Los fulminantes deberán almacenarse a una distancia mínima de cien (100) metros de los depósitos de explosivos. El procedimiento para abrir o remover los explosivos y fulminantes de su empaque original debe realizarse fuera de los depósitos.

Las cajas que contienen explosivos no deberán colocarse en contacto con las paredes. Deben apilarse de acuerdo a instrucciones del fabricante y en ningún caso deben alcanzar una altura mayor de dos (2) metros.

Los depósitos de explosivos deben ser revisados semanalmente, estar provistos de avisos o letreros de seguridad que los identifiquen claramente y tener extintores adecuados contra incendio de acuerdo a la norma NFPA 10. La zona circundante al depósito de explosivos se mantendrá despejada de basura, monte o maleza, para minimizar peligros de incendio. Está prohibida la presencia de productos inflamables a 26

distancias menores de veinticinco (25) metros de los depósitos de explosivos. Los depósitos de explosivos estarán resguardados las veinticuatro (24) horas del día por Personal de vigilancia idóneo.

El Cerco perimetral en los depósitos de explosivos Se debe construir un cerco perimetral con alambre de púas alrededor de los depósitos de explosivos. La distancia mínima entre el cerco y los depósitos deberá ser de veinte (20) metros. Las condiciones locales de seguridad podrán determinar requerimientos mayores.

Los explosivos no utilizados en el plazo máximo de un (1) año, deben ser devueltos al fabricante o destruidos bajo su supervisión, tan pronto como sea posible, de acuerdo a los procedimientos de seguridad del fabricante. Si se opta por su destrucción, se debe preparar un registro especificando cantidad, tipo y disposición final de los residuos.

8.2.2. INSTALACIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN El Contratista deberá obtener previamente la información necesaria relacionada con la ubicación del futuro Pozo, incluyendo su influencia sobre poblaciones de la zona, condiciones del clima, la topografía y resistencia de suelos, que le permita una correcta instalación del equipo de perforación y la planificación de sus Operaciones.

A solicitud del Contratista, PERUPETRO proporcionará la información que tenga disponible acerca de los Pozos perforados con anterioridad en el Área de Contrato. Los gastos en que incurra PERUPETRO por este servicio serán de cargo del Contratista.

La selección de la Ubicación, así como la construcción de su acceso y de la plataforma donde se instalará el equipo de perforación, seguirán las normas indicadas en el Reglamento para la Protección Ambiental en las, Actividades de Hidrocarburos.

27

El Contratista hará uso de un equipo de perforación adecuado para las condiciones operativas planeadas, el cual deberá contar con capacidad en exceso para poder perforar y completar el Pozo hasta su objetivo. Antes del inicio de las Operaciones, el encargado de la perforación deberá verificar en su totalidad, el procedimiento de trabajo para el armado del equipo de perforación

El Contratista deberá verificar que la empresa que ejecute la perforación tenga la experiencia, el equipo necesario y los medios adecuados para llevar a cabo la perforación de acuerdo a la prognosis y, de ser el caso, para resolver los problemas que se presenten en la perforación del Pozo.y asimismo deberá cumplir con las especificaciones relativas a las plataformas estas especificaciones serán modificables según se trate al ambiente.

Al término de la perforación, las pozas y sumideros deberán taparse para asegurar la protección del suelo y de las aguas freáticas y superficiales. Las técnicas a utilizarse se seleccionarán en función a las condiciones geográficas de la ubicación y a la calidad de los fluidos y desechos que contengan. La técnica o técnicas seleccionadas para cada tipo de poza,deberán estar indicadas en el PMA del EIA y garantizar la no degradación del suelo y la no contaminación de las aguas freáticas y superficiales

Los Pozos a perforar serán ubicados a las siguientes distancias mínimas:

A cuarenta (40) metros de las tuberías de flujo de Hidrocarburos. A cuarenta (40) metros de caminos carrozables. A cien (100) metros de cualquier construcción o instalación. A cien (100) metros del lindero del área de Contrato

No se permitirá que se construyan caminos carrozables o que se haga cualquier tipo de construcción o instalación a menos de cien (100) 28

metros de un Pozo en perforación. “Las distancias antes indicadas no se aplican en Operaciones en el mar (costa afuera Offshore).En las realizadas en tierra, bajo el diseño de Operaciones de plataformas marina y con el objeto de reducir el área del impacto ecológico de las operaciones, se podrán emplear distancias menores, previo informe a OSINERGMIN y a la DGAAE. En las operaciones petroleras en el mar (costa afuera Offshore) las actividades de pesca artesanal deben mantener una distancia mínima de cien (100) metros respecto a las plataformas. Asimismo, las actividades deportivas acuáticas como sky, caza submarina, actividades con veleros, lanchas, entre otras, deben respetar esta distancia mínima de seguridad.”

En el lugar de la perforación, el equipo debe contar con unidades de primeros auxilios y de evacuación. De no ser esto posible, el equipo debe contar con Personal especializado que permita la atención del Personal hasta que llegue la unidad de evacuación.

La supervisión de las Operaciones de perforación estará a cargo del Contratista y debe efectuarse en forma constante y permanente por Personal experimentado en todos los niveles, siguiendo un programa de turnos establecidos.

Durante la perforación de un Pozo deben emitirse los siguientes informes diarios, independientemente de aquellos que presenten los operadores de servicios subcontratados o de Operaciones especiales: a) Informe del Perforador; el mismo que deberá contemplar lo ocurrido en el día respecto al equipamiento de la sarta, químicas usadas,

condiciones

de

operación,

Personal

en

trabajo,

distribución detallada del tiempo de cada operación rutinaria, especial y accidental, prueba de los Impide Reventones (BOP), así como los accidentes de trabajo, si los hubiera. b) Registro de las condiciones de perforación; cada veinticuatro (24) horas en forma constante y automática deben registrarse por 29

unidad de medida perforada como mínimo: el peso sobre la broca, la velocidad y presión de la bomba, la velocidad y torque de la mesa rotaria y la velocidad de penetración. c) Registro litológico: preparado diariamente y en forma continua durante la perforación, a base del análisis geológico de las muestras de canaleta. d) Informe de las condiciones del fluido de perforación con las condiciones de entrada y salida del Lodo y consumo de materiales y químicas, por lo menos tres (3) veces por día. e) Informe del mecánico de guardia registrando el cumplimiento de

los

trabajos

realizados,

inspecciones,

funcionamientos

deficientes, horas de trabajo y fluidos consumidos.

Deberá cumplirse con las normas de seguridad tanto para la perforación en tierra, ríos, lagos, como en costafuera; consistente en lo siguiente:

a) Mantener un número adecuado de letreros, carteles o avisos de seguridad colocados en lugares visibles de equipo de acuerdo con los riesgos existentes. b) Contar con un cable y sistema de bajada de emergencia ubicado entre la repisa del castillo de Perforación o Servicio de Pozos anclado en el terraplén o plataforma del Pozo, de modo tal que permita el libre acceso y salida de helicópteros. c) Contar con equipo y protección contra incendios. d) Deberá instalarse un pararrayos ubicado en la corona de castillo,

conectado

a

tierra

por

conductores

eléctricos,

independiente de la estructura, en los lugares donde se puedan presentar descargas eléctricas atmosféricas. e) Deberá disponerse de barandas removibles en todos los pasillos y plataformas del equipo de perforación de manera que no dificulten las Operaciones. f) Disponer del balizaje exigido por la DICAPI. g) Disponer de una luz de peligro de color rojo o luz destellante, ubicada en la corona del castillo. 30

h) Disponer de equipo de primeros auxilios y de evacuación. i) Disponer el uso alternativo de los equipos de protección contra descargas atmosféricas

8.2.3. Sistemas de Producción El petróleo bruto, gas natural y líquidos volátiles se obtienen usualmente desde depósitos geológicos, sacándolos a la superficie de la tierra a través de una perforación profunda.

Generalmente, el fluido obtenido de los depósitos de petróleo, consiste en una mezcla de petróleo, gas natural, agua salada o salmuera, conteniendo tanto sólidos disueltos como en suspensión. Los pozos de gas pueden producir gas húmedo o gas seco, pero además en el caso del gas seco, normalmente se obtienen cantidades variables de hidrocarburos líquidos ligeros y agua salada. Esta agua también contiene sólidos en suspensión y disueltos y se encuentra contaminada por hidrocarburos.

Los sólidos en suspensión suelen consistir en arenas, arcillas y finos del depósito. El petróleo puede tener propiedades físicas y químicas muy variables, siendo la densidad y viscosidad las más importantes. En los pozos de petróleo, la energía requerida para elevar los fluidos hasta la parte superior del pozo, se puede obtener por la presión natural de la formación o mediante una serie de operaciones realizadas desde la superficie. Los métodos más comunes de suministrar energía para extraer el petróleo son: inyectar fluidos (normalmente agua o gas) en el depósito para mantener la presión que de otra manera bajaría durante la extracción; inyectar gas en la corriente que sale del pozo para hacer más ligera la columna de fluidos en el pozo; y utilizar varios tipos de bombas en el mismo pozo.

Una vez en la superficie, los diferentes constituyentes de los fluídos producidos desde los pozos de petróleo y gas son separados: gas de los líquidos, aceites del agua y sólidos de los líquidos. Los constituyentes 31

que se pueden vender, normalmente los gases y el petróleo, se retiran de la zona de producción y los residuos, generalmente salmuera y sólidos, se eliminan luego de un tratamiento. En esta etapa los gases aún pueden contener cantidades importantes de hidrocarburos líquidos, y suelen ser tratados para su separación, en las Plantas de gas.

El gas, petróleo y agua se separan en varias etapas. El crudo proveniente de los separadores agua-aceite, posee un contenido en agua y sedimentos los suficientemente bajo (inferior a un 2%) para su venta. La mezcla de agua-sólidos producida, contiene una elevada cantidad de aceites para ser vertida al terreno, a ríos o al mar.

Las aguas provenientes de la última etapa del proceso de separación poseen varios cientos e incluso miles de ppm de aceite. Existen dos procedimientos para su eliminación: tratamiento y vertido a las aguas superficiales e inyección en una formación del subsuelo adecuada.

Se suelen utilizar varios sistemas de inyección. Uno consiste en inyectar el agua en los depósitos geológicos para mantener la presión y estabilizar sus condiciones. Otro sistema, conocido como inundación, consiste en inyectar el agua en el depósito de manera tal que desplace el crudo hacia los pozos de producción. Este proceso es uno de los métodos de producción secundaria. Sucesivas inundaciones aumentan la producción del campo pero además incrementan la cantidad de agua a tratar. La inyección también se puede utilizar exclusivamente como procedimiento de vertido o descarga.

8.3. FASE

PROCESAMIENTO:

TRANSFORMACIÓN

DEL

HIDROCARBURO

8.3.1. REFINACIÓN Proceso

de

los

hidrocarburos

para

convertirlo

en

productos

aprovechables como gasolina, diésel, etc. Esta actividad se realiza en

32

una planta de procesamiento, en las cuales también se almacena los hidrocarburos y sus derivados. Cualquier persona natural o jurídica, nacional o extranjera, podrá: 

Instalar, operar y mantener refinerías de petróleo, plantas de procesamiento de gas natural y condensados, asfalto natural, grasas, lubricantes y petroquímicas, con sujeción a las normas que establezca el Ministerio de Energía y Minas.



Importar Hidrocarburos. Los tributos que graven la importación serán de cargo del importador. Las personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, que importen Hidrocarburos para ser procesados y transformados en el país y destinarlos a la exportación, podrán hacer uso del régimen de admisión temporal, conforme lo establece la Ley General de Aduanas y sus normas modificatorias y reglamentarias.

8.3.1.1.

PRINCIPALES PROCESOS DE REFINACIÓN:

La industria de refinación del petróleo transforma los crudos de petróleo en numerosos productos destilados, incluyendo gases licuados del petróleo, nafta, kerosene, combustible para aviación, gasoil, fueloil, lubricantes, asfaltos y productos básicos para la industria petroquímica.

Las actividades de refinación se inician con la recepción y almacenamiento de los crudos en la Refinería e incluyen el manejo de estos fluidos y las operaciones de refinación que concluyen con el almacenamiento de los productos derivados y el embarque de los mismos o transporte hasta los diferentes puntos de consumo.

La industria de refinación del petróleo cuenta con una amplia variedad de procesos, los cuales varían de unas Refinerías a otras en función de su estructura, materias primas utilizadas, productos finales que se desea obtener y especificaciones de los productos. 33

8.3.1.2.

Procesos

La refinación del petróleo contiene dos operaciones básicas: cambio físico o procesos de separación y cambio químico o procesos de conversión,

de

transformación.

También

hay

una

serie

de

operaciones que configuran los procesos de acabado. Dichos procesos tienen por objeto modificar las características de los distintos

productos

elaborados

en

los

procesos

descriptos

anteriormente, a fin de obtener productos finales que se ajusten a las especificaciones comerciales requeridas. El problema está dado por la eliminación de los compuestos de azufre a través de los siguientes tipos de procesos: *Tratamientos químicos * Tratamiento con hidrógeno Actualmente se emplean con mayor frecuencia los procesos catalíticos en presencia de hidrógeno, dado que admiten lograr una desulfuración más profunda y resultan más necesarios cuanto más pesada es la fracción que se quiere desulfurar.

A.

Procesos físicos de separación

Permiten el fraccionamiento de una mezcla en sus diversos componentes sin modificar la estructura molecular, de modo que la suma de los constituyentes sea igual a la mezcla inicial y que el balance volumétrico de la operación resulte equilibrado. El calor o terceros agentes tales como los disolventes, son promotores de estos procesos también denominados de difusión.

B.

Procesos de transformación (Art. 74)

Tienen por finalidad modificar la estructura molecular y por consiguiente, las características físico-químicas de los hidrocarburos o de las fracciones sometidas a estas transformaciones que son llevadas a cabo con aumento o disminución del número de moléculas.

En

estas

transformaciones

únicamente

se

debe

establecer el balance másico. 34

También dichas transformaciones causan una variación de entalpía correspondiente a los calores de las reacciones exotérmicas o endotérmicas producidas. Todo proceso de transformación consta de cuatro partes: A. Tratamiento de los petróleos crudos El pozo que ha sido perforado y entubado hasta llegar a la zona donde se encuentra el petróleo, está listo para empezar a producir desde los separadores, por medio de cañerías, el crudo es enviado a los aparatos especiales donde se separan de él el gas y el agua. A través de otras cañerías, conocidas como gasoductos, se conduce el gas a diferentes sitios para su empleo como combustible o para tratamiento posterior y otras cañerías (oleoductos)

conducen

el

petróleo

a

los

estanques

de

almacenamiento desde donde se les envía a su destino. El petróleo que se extrae del pozo contiene agua, barro, sales, gas y otros elementos que deben ser removidos para hacerlo útil para la venta y el consumo. El petróleo crudo transportado desde los yacimientos a la refinería por petroleros oleoductos, es almacenado en grandes depósitos cuya capacidad media es de 30.000 m3 aproximadamente. Previamente a un eventual desalado, el crudo sufre una primera operación de fraccionamiento por destilación; posteriormente, los cortes obtenidos son sometidos a operaciones de transformación molecular o a nuevas separaciones físicas. La secuencia de estos procesos que convierten el petróleo crudo en productos acabados, constituye el denominado “esquema de fabricación”. 

Los procesos de fabricación en la refinería del petróleo: El petróleo crudo no es directamente utilizable, salvo a veces como combustible. Para obtener sus diversos subproductos es necesario refinarlo, de donde resultan, por centenares, los productos acabados y las materias químicas más diversas. El 35

petróleo crudo es una mezcla de diversas sustancias, las cuales tienen diferentes puntos de ebullición. Su separación se logra mediante el proceso llamado "destilación fraccionada". Esta función está destinada a las "refinerías", factorías de transformación y sector clave por definición de la industria petrolífera, bisagra que articula la actividad primaria y extractiva con la actividad terciaria. El

petróleo

crudo

es

depositado

en

los

tanques

de

almacenamiento, en donde permanece por varios días para sedimentar y drenar el agua que normalmente contiene. Posteriormente es mezclado con otros crudos sin agua y es bombeado hacia la planta para su refinación. Una refinería comprende una central termoeléctrica, un parque de reservas para almacenamiento, bombas para expedición por tubería, un apeadero para vagones cisterna, una estación para vehículos de carretera para la carga de camiones cisterna. Es, pues, una fábrica compleja que funciona 24 horas diarias con equipos de técnicos que controlan por turno todos los datos. En la industria de transformación del petróleo, la destilación es un proceso fundamental, pues permite hacer una separación de los hidrocarburos aprovechando sus diferentes puntos de ebullición, que es la temperatura a la cual hierve una sustancia. En las refinerías del mundo, se procesan, en mayor o menor volumen, cientos de tipos diferentes de crudos cada tipo de crudo es único y es una mezcla compleja de miles de componentes. La mayoría de los componentes presentes en el petróleo crudo son hidrocarburos. Asimismo, se pueden encontrar no sólo carbono e hidrógeno, sino también pequeñas cantidades de otros elementos, en particular azufre, nitrógeno y ciertos metales.

36

Las refinerías de petróleo funcionan veinticuatro horas al día para convertir crudo en derivados útiles. El petróleo se separa en varias fracciones empleadas para diferentes fines. El principio básico en la refinación del crudo radica en los procesos de destilación y de conversión, donde se calienta el petróleo en hornos de proceso y se hace pasar por torres de separación o fraccionamiento y plantas de conversión. Todas las fracciones se someten a complejos tratamientos posteriores para convertirlas en los productos finales deseados como gasolina y grasas. Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería en camiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes están conectados a grandes oleoductos. El objetivo de estas plantas se basa en garantizar, a partir de una materia prima única, el petróleo crudo, la fabricación de una gama muy extensa de productos acabados, los cuales deben

satisfacer

al

cliente

cumpliendo

numerosas

especificaciones, y cubrir la demanda cuantitativa que exige el mercado.

Existen

problemas

técnicos

y

económicos,

fundamentalmente en la elección de los petróleos crudos de partida, de los procesos de fabricación, de las condiciones óptimas de funcionamiento de las unidades y de los productos acabados a elaborar en función de la situación geográfica de la refinería y demandas locales. El conjunto de estos parámetros constituye

la

información

básica

de

un

problema

de

optimización cuya solución debe brindar el esquema de fabricación más adecuado para la obtención de un precio de costo mínimo. 37

Principales productos obtenidos a través del refino del petróleo: 

Gas de Petróleo Licuado (GLP)



Gasolina



Queroseno



Combustibles Residuales



Cargas Petroquímicas



El coque



La cera



El asfalto

8.4. TRANSPORTE,

DISTRIBUCION

Y

COMERCIALIZACION

DE

PRODUCTOS (Art. 76) El transporte, la distribución mayorista y minorista y la comercialización de los productos derivados de los Hidrocarburos se regirán por las normas que apruebe el Ministerio de Energía y Minas; dichas normas deberán contener mecanismos que satisfagan el abastecimiento del mercado interno. Artículo 76º 8.4.1. EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS El transporte puede hacerse por buques, barcazas, camiones cisterna o por cañerías, a través de los oleoductos y gasoductos. El transporte por tierra del petróleo y sus productos derivados pesados (fueloil, gasoil) se llevan a cabo principalmente por tubería, dado que a través de un estudio realizado en Europa Occidental, se puso de manifiesto los pocos accidentes y derrames producidos en relación con los volúmenes transportados. El transporte de los productos ligeros, gases licuados, gasolinas, naftas, etc, se realiza principalmente por ferrocarril o carretera; pero en este caso el riesgo es mayor, dado que los volúmenes transportados son menores, siendo elevado el número de vehículos y tráfico. 8.4.1.1.

Oleoductos y Gaseoductos:

Se construyen oleoductos y gasoductos en tierra o en costa afuera, en los fondos marinos. Los oleoductos pueden poseer más de 2 metros de 38

diámetro. Su extensión es muy variable. La tubería en tierra o cerca de la orilla, generalmente es enterrada. Usualmente, los oleoductos costa afuera se colocan en el fondo del mar en aguas de hasta 350 o 450 metros de profundidad; no obstante en determinados casos se han colocado oleoductos submarinos a profundidades mayores de 1.500 metros. Los principales elementos que configuran estas infraestructuras de transporte son: la tubería, los caminos de acceso o mantenimiento, las estaciones de recepción, de despacho, de control, y las estaciones de compresión en el caso del gas o de bombeo del petróleo. Debido a la fricción interna y los cambios de elevación a lo largo de la línea, se requieren estaciones de refuerzo a intervalos regulares. Se instalan las estaciones de compresión a intervalos apropiados a lo largo de las líneas de transmisión de gas para mantener la presión. El oleoducto o gasoducto puede transportar petróleo crudo o gas desde el cabezal del pozo hasta la planta de transferencia o procesamiento. El petróleo o gas refinado pueden ser transportados al usuario final, pudiendo tratarse de una planta petroquímica o termoeléctrica. En Argentina el gas es transportado íntegramente en fase gas, a través de las redes de gasoductos. Usualmente, son sistemas de caños, tendidos bajo tierra que se encuentran formados por tramos bien diferenciados en función de los caudales de gas transportados y de su presión. Son construidos de acuerdo con técnicas normalizadas para este

tipo

de

instalaciones,

tales

como

las

de

American

StándarAssociation del American PetroleumInstitute, cubriéndose de esta manera las máximas condiciones de seguridad. La espina dorsal del gasoducto está constituida por el denominado conducto principal o red de transporte, tubería que, partiendo de la planta compresora, es diseñada para conducir grandes volúmenes de gas, a presiones elevadas y cuyos diámetros varían de acuerdo a los caudales de fluido a ser transportado.

39

Se denominan arterias a aquellos tramos de tubería que, partiendo en distintos puntos de la red de transporte, llevan el gas natural hasta las llamadas estaciones de regulación. Las estaciones de regulación están formadas por un conjunto de equipos e instalaciones, montadas sobre la superficie del terreno, y conectadas por un lado a las arterias y por el otro a la denominada red de distribución. En las estaciones de regulación se reduce la presión del gas natural que proviene de la red de transporte y filtrado de manera adecuada, a fin de retener cualquier partícula de arrastre que pudiera contener, se introduce en la red de distribución manteniendo constante la presión en ésta aunque fluctúe en la red de transporte. Complementariamente, en las estaciones de regulación se controla el caudal de gas que circula por las minas, llevándose además un registro de su presión y temperatura. De las estaciones de regulación parten las redes de distribución, tramos de tubería de diámetros variables de acuerdo al caudal que deba ser transportado, y que a presiones más reducidas conducen el gas natural hasta las instalaciones de regulación de los usuarios, a través de los ramales o derivaciones de abonado. Los ramales de abonado son derivaciones en diferentes puntos de la red de distribución, generalmente de reducida longitud, y de diámetros adecuados para permitir que circule por ellos los caudales requeridos para cada usuario. 8.4.1.2.

Transporte por mar:

La mayor parte del comercio de crudos en el mundo se lleva a cabo utilizando buques petroleros. La flota petrolera mundial es de unos 3.250 buques, de los cuales un 20% aproximadamente no cumple las Normas de Seguridad exigidas en este modo de transporte, que produce frecuentemente derrames de crudo en el mar debido a accidentes de diversos tipos y causas, incidiendo muy negativamente 40

en las zonas costeras y en los ecosistemas del Litoral afectado por el mismo. Por ello, la tendencia actual es reponer los buques obsoletos y construir los llamados “superpetroleros ecológicos”, en los cuales se incorporarán mejores sistemas de navegación, doble casco completo en los costados y en el fondo, protección contra la corrosión de los tanques de lastre segregado, protección contra explosiones con eficaces sistemas de gas inerte en los tanques de carga y en los de lastre, sistemas de purga y ventilación de los tanques de lastre, sistemas de contención de la carga en los tanques, junto a otras medidas y equipos que mejoran la seguridad. La flota petrolera argentina cuenta con 98 buques petroleros y 4 metaneros. 8.4.1.3.

Carga y descarga de buques:

La carga y descarga de buques se efectúa en Terminales portuarias fluviales y marinas o mediante boyas en el mar, como es el sistema de amarre de punto único-monoboya- utilizado desde 1974 en Caleta Olivia (provincia de Santa Cruz) o en Caleta Córdova (provincia de Chubut) y Puerto Rosales (provincia de Buenos Aires). Este sistema se instala mar adentro, en aguas naturalmente profundas, lo que permite la operación de buques tanques de hasta 60.000 toneladas DW (toneladas de peso muerto) en las condiciones ambientales siguientes: 

Profundidad del agua, aproximadamente 27 metros



Marea más alta 6,4 metros



Velocidad del viento 50 nudos



Máxima altura de las olas 6 metros



Corriente de superficie 1 nudo

Los barcos pueden aproximarse a la boya desde cualquier dirección y amarrar en muy escaso tiempo sin la ayuda de remolcadores. El casco de la boya es una estructura circular de acero íntegramente soldada, diseñada considerando las máximas condiciones ambientales 41

que se pueden dar en el lugar de trabajo (fuerzas del oleaje, viento, corriente, etc). La boya tiene un diámetro de 11 metros y un peso total de 140 toneladas. El casco principal se encuentra subdivido en cuatro compartimientos estancos principales, que se hallan dispuestos alrededor de una cámara central cilíndrica, también estanca. Uno de los compartimientos principales está destinado a almacenaje y tiene una puerta estanca de acceso a la cámara central; cuenta con compuertas de cierre rápido para su acceso desde la cubierta principal. En la cubierta principal, en el centro de la boya, se encuentra instalada una “Unidad de Distribución Múltiple de Productos” giratoria. A.

DISTRIBUCION DE GAS NATURAL

Se refiere a las operaciones finales, pero no las más delicadas, de la industria petrolífera, que consisten en transportar los productos salidos de las refinerías, almacenarlos en depósitos y puntos de venta y por último expenderlos a los clientes gracias a una red de comercialización que cubra el conjunto del territorio. Artículo 79.- La distribución de gas natural por red de ductos es un servicio público. El Ministerio de Energía y Minas otorgará concesiones para la distribución de gas natural por red de ductos a entidades nacionales o extranjeras que demuestren capacidad técnica y financiera. Artículo 80.- El Ministerio de Energía y Minas determinará la autoridad competente para regular el servicio de distribución de gas natural por red de ductos y dictará el reglamento que establecerá, entre otros aspectos, lo siguiente: a) Normas específicas para otorgar concesiones. b) Organización, funciones, derechos y obligaciones de la autoridad competente de regulación. c) Normas para determinar los precios máximos al consumidor. d) Normas de seguridad 42

e) Normas relativas al Medio Ambiente

8.4.2. COMERCIALIZACION DE PRODUCTOS La comercialización tiene lugar siempre que una persona o una empresa trata de intercambiar algo de valor con otra persona o empresa. Así, la esencia de la comercialización es una transacción o intercambio, En este significado tan amplio, la comercialización consta de actividades tendientes a generar y facilitar intercambios cuya finalidad es satisfacer necesidades de personas y/o empresa. El intercambio comercial no se da si no se cumplen las siguientes condiciones: a) Han

de

intervenir

dos

o

más

personas

y/o

empresas

(organizaciones), y ambas han de tener necesidades que satisfacer. b) Las partes han de participar voluntariamente. c) Las partes han de aportar algo de valor en el intercambio y estar convencidas de que se beneficiaran con el. d) Las partes han de estar en posibilidades de comunicarse entre sí. La Comercialización es un sistema total de actividades comerciales cuya finalidad es planear, fijar el precio, promover y distribuir los productos satisfactores de necesidades entre los mercados meta para alcanzar los objetivos de la empresa.

8.4.3. IMPORTANCIA DE LA COMERCIALIZACION Una parte importante en el complejo sistema de la industria petrolera es la que se refiere a la comercialización. Para entender claramente la importancia de la Comercialización, debemos indicarles las etapas por las cuales ha pasado en los últimos tiempos La primera de ellas la Comercialización estuvo orientada a la producción, casi siempre los fabricantes buscaban ante todo aumentar la producción, pues suponían que los consumidores buscarían y comprarían bienes de calidad y de precio accesible. Los ejecutivos con una formación en producción y en ingeniería diseñaban la estrategia corporativa. En una era en que la 43

demanda de bienes excedía a la oferta, encontrar clientes se consideraba una función de poca importancia. La segunda etapa de la Comercialización estuvo orientada a las ventas. El problema principal ya no consistía en producir o crecer lo suficiente, sino en cómo vender la producción. El simple hecho de ofrecer un buen producto no era garantía de tener éxito en el mercado. Los gerentes empezaron a darse cuenta de que se requerían esfuerzos especiales para vender sus productos en un ambiente donde el público tenía la oportunidad de seleccionar entre muchas opciones. Así pues, la etapa de orientación a las ventas se caracterizó por un amplio recurso a la actividad promocional con él fin de vender los productos que la empresa quería fabricar. En esta etapa, las actividades relacionadas con las ventas y los ejecutivos de· ventas empezaron a obtener el respeto y responsabilidad por parte de los directivos. La Tercera y última etapa a la que está orientada la Comercialización es hacia las necesidades del consumidor y se empieza a usar más el término Marketing en el lenguaje español. A fines de la Segunda Guerra Mundial existía una enorme demanda de bienes de consumo debido a la escasez. Por ello, las plantas manufactureras fabricaban grandes cantidades de bienes que eran adquiridos rápidamente. ·No obstante, el auge del gasto de ·la población, este disminuyó a medida que se equilibraban la oferta y la demanda, y así muchas empresas se dieron cuenta de que su capacidad de producción estaba sobredimensionada. Con el propósito de estimular las ventas se recurre a agresivas actividades promocionales y de venta. Sólo que esta vez los consumidores estaban menos dispuestos a dejarse persuadir. Las empresas descubrieron que los acontecimientos mundiales, como las guerras, movimientos feministas, etc. había cambiado al consumidor, las empresas reconocieron que, para ·darles a los consumidores lo que deseaban,

era

preciso

dedicarles

más

tiempo

a

analizar

su

comportamiento. En la etapa de orientación al marketing identifican lo que quiere la gente y dirigen todas las actividades de la empresa a atenderla con la mayor eficiencia posible. 44

Como se puede apreciar claramente, la Comercialización ha sufrido cambios debido a muchos factores, y como se puede notar claramente su importancia radica, en que es el motor que generar el cambio en toda empresa, porque es justamente la parte de esta, que está en continuo contacto con el mercado, al cual sin duda tenemos que satisfacer de la mejor manera, logrando que este objetivo de la empresa perdure en el tiempo y llegara a cumplir sus metas.

8.4.3.1.

LA COMERCIALIZACION ABARCA

La oferta y la demanda: Son dos fuerzas que interactúan en el mercado, determinando la cantidad negociada de cada bien o servicio. En la teoría, cuando la oferta supera la demanda los productores deben reducir los precios para estimular las ventas; de forma análoga, cuando la demanda es superior a la oferta, los compradores presionan al alza del precio de los bienes. Precio: Refleja el valor económico de un bien o servicio. DECRETO SUPREMO N° 030-98-EM REGLAMENTO PARA LA COMERCIALIZACION DE COMBUSTIBLES UQUIDOS Y OTROS PRODUCTOS DERIVADOS DE LOS HIDROCARBUROS

8.4.3.2.

LOS

REQUISITOS

COMBUSTIBLES

PARA

LIQUIDOS

Y

COMERCIALIZAR

OTROS

PRODUCTOS

DERIVADOS DE LOS HIDROCARBUROS Cualquier Persona que cumpla con las disposiciones legales vigentes y con las normas contenidas en el presente reglamento, podrá comercializar cualquier tipo de Combustible, siempre que estos productos cumplan con la normativa vigente; salvo que alguno de ellos tenga prohibición expresa.  Cualquier Persona que realice Actividades de Comercialización de Hidrocarburos, debe contar con la debida autorizaci6n e inscripción en el Registro de la DGH.

45

 las personas dedicadas a la comercialización de kerosene (Grifos, Medios de Transporte y Distribuidores) deberán obtener la inscripción en el Registro de Hidrocarburos.  Los Importadores en Transito: Persona que importa Combustibles al país para exportarlos a otros países. No comercializa Combustibles en el país y no está sujeta a la obligación de tener inventarios, deberán obtener el Registro en DGH. Asimismo, deberán comunicar a la DGH, cada vez que ingrese al país, indicando los volúmenes del combustible o el producto a importar.  Los Consumidores Directos con Instalaciones Móviles; Persona que adquiere en el país y/o importa Combustibles para uso propio y exclusivo en sus actividades y que cuenta con instalaciones para recepcionar y almacenar Combustibles con capacidad mínima de 1 m3 (264,170 galones, Los Consumidores Directos con Instalaciones Móviles solo requerirán inscripción en el Registro, para tal efecto, la DGH evaluara la conveniencia para el otorgamiento de dicha inscripción.(Artículo 5)  Los Distribuidores Mayoristas: Persona que adquiere en el país y/o importa Combustibles y/u Otros Productos derivados de los Hidrocarburos, para almacenarlos en instalaciones denominadas Plantas de Abastecimiento; a fin de comercializarlos con Consumidores realizan Actividades de Comercialización de Hidrocarburos; deberán inscribirse como tal. (Lo podemos ver además en el Artículo 6 de la presente ley)

8.4.3.3.

DE LAS POLIZAS DE SEGURO

Las Personas que realizan actividades de Comercialización de Hidrocarburos, deberán mantener vigente una Póliza de Seguro de Responsabilidad Civil Extracontractual, que cubra los daños a terceros en sus bienes y personas por siniestros que pudieren ocurrir en sus instalaciones o medios de transporte, según corresponda, expedida por una compañía de seguros establecida legalmente en el país, sin perjuicio de otras pólizas que pudiera tener el propietario. (Lo podemos ver además en el Artículo 85 de la presente ley) 46

8.4.3.4.

DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES

Los precios relacionados con petróleo crudo y los productos derivados se rigen por la oferta y la demanda. (Artículo 77)

A. DE LOS INFORMES Las Personas que realicen cualesquiera de las Actividades de Comercialización

de

Hidrocarburos,

tienen

la

obligación

de

proporcionar la información requerida por DGH y OSINERG. (Artículo 79)

9. DE LAS INFRACCIONES Artículo 86: Sin perjuicio de las responsabilidades civiles o penales a que hubiere lugar, son infracciones sancionables las siguientes: a) Proporcionar informaci6n falsa o documentos falsificados, respecto a los requisitos indicados en el presente Reglamento, para obtener las autorizaciones e inscripción en el Registro de la DGH (Lima y Callao) 0 de la DEM del Departamento correspondiente (resto del país). b) La instalación y/o funcionamiento de establecimientos, sin haber obtenido las Autorizaciones otorgadas por las Municipalidades y la DGH o la DEM del Departamento correspondiente. c) La ampliación o modificaci6n de las instalaciones sin contar con las autorizaciones respectivas. d) La adulteración de los Combustibles y Otros Productos Derivados de los Hidrocarburos. e) EI incumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a la comercialización de Combustibles. f) EI impedir o dificultar las funciones de la DGH, las DEM, el OSINERG y/o el INDECOPI. g) EI negarse a vender Combustibles, sin expresión de causa. Las sanciones serán impuestas por la DGH, el OSINERG y el INDECOPI, dentro del ámbito de su competencia.

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DISCUSIÓN DEL TEMA Con la promulgación de la Ley N° 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos, se tiene un nuevo marco normativo el cual tiene como fin y objetivo promover el desarrollo de las actividades de hidrocarburos sobre la base de la libre competencia, principalmente a través de la inversión privada. Esta ley establece que el MINEM es el encargado de aprobar, proponer y aplicar la política del sector, así como dictar las normas pertinentes. Igualmente, designa a PERUPETRO S.A. como la empresa estatal encargada de promover la inversión en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el país (MINEM). Es así que el MINEM ha mantenido una política de promoción de las actividades hidrocarburíferas, en particular dando facilidades en la solicitud de autorizaciones y concesiones. Mediante diferentes organizaciones como son Ministerio del Ambiente, Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental, Servicio Nacional de Certificación Ambiental para las Inversiones Sostenibles, se va tener un control para la regulación del medio ambiente, en cuanto al sector de hidrocarburos, en el sentido de que cada uno de estos se encarga de determinada acción. El Perú, lamentablemente es un país que en este momento no está en condiciones de influir en el mercado mundial de hidrocarburos; la legislación debe ser promotora de la exploración y explotación de hidrocarburos en vez de un marco normativo inadecuado y falto de competitividad, además, de representar una serie de obstáculos, es por eso que el país debe buscar más mercados para expandirse, establecer metas para saber cuánto se produce y en qué plazo se realiza. Por ejemplo, es necesario que los Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos realmente duren los plazos que están previstos en la Ley Orgánica de Hidrocarburos y en los propios Contratos sin incluir tiempos muertos. Por otro parte, es indispensable que los concursos que Perú Petro convoque para la suscripción de nuevos Contratos de lotes en explotación se hagan con suficiente anticipación al vencimiento del plazo para que el futuro Contratista 48

pueda coordinar con el actual a fin de garantizar que las actividades en el lote se mantengan en un nivel adecuado para no afectar la producción, esto radica en entender que los contratos firmados con el Estado Peruano tienen una fragilidad peligrosa. Debemos recordar el mandato contenido en el artículo 60 de la Constitución: “La actividad empresarial, pública o privada, recibe el mismo tratamiento legal.” Es decir, debe quedar claro que Petro Perú no tiene ningún derecho especial, Si el Estado quiere que participe en la exploración y en la explotación de hidrocarburos, que lo haga, pero como uno más. Por último, el Estado y las empresas deben trabajar conjuntamente en estos y otros temas que generan una fuente de riqueza para el país.

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CONCLUSIONES

PRIMERA: Desde el año 1993 se ha configurado un marco normativo con nuevas reglas de juego para la contratación de hidrocarburos, a través de la emisión de la Ley N° 26221, habiéndose liberalizado el mercado de petróleo y separándose los roles del Estado en materia de contratación petrolera SEGUNDA: Los contratos de hidrocarburos son de derecho privado y se encuentran bajo la cobertura del contrato ley, contándose con la protección prevista en los artículos 62 (de la Constitución Política del Perú) y 1357 (del Código Civil). TERCERA: Se concluye que los organismos del estado son de suma importancia, ya que a través de estos el estado promueve, vigila, monitorea o fiscaliza las actividades de exploración y explotación ya sea para fortalecer o limitar dichas actividades, cuanto a los hidrocarburos. CUARTA: Al iniciar las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos es necesario seguir algunos procesos como la suscripción del contrato, tener un plan de participación ciudadana, elaborar el estudio de impacto ambiental y otros, siendo estos de gran importancia, ya que su fin es asegurar la inversión responsable y la gobernabilidad del país por parte del estado. QUINTO: Los hidrocarburos son un elemento esencial para el desarrollo del Perú, ya que el petróleo y el gas natural son la mayor fuente de energía en el mundo y en nuestro país. Sin los hidrocarburos el país estaría casi paralizado y el transporte de los bienes producidos sería casi imposible. Es así que el Perú posee recursos energéticos hiodrocarburíferos en la costa y en la selva y su extracción es una actividad esencial para la seguridad energética del país, si no se explotan estos recursos la dependencia de las importaciones puede desequilibrar la balanza de pagos y crear problemas económicos. SEXTO: Se concluye que los hidrocarburos son sustancias altamente inflamables; en las refinerías, el petróleo está sometido a temperaturas y presiones que lo pueden hacer explotar espontáneamente en caso de fuga por esto los incendios petrolíferos son muy difíciles de apagar. 50