Siguiente

RESOLUCIÓN 181495 DE 2009

(septiembre 2)

Diario Oficial No. 47.462 de 4 de septiembre de 2009

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se establecen medidas en materia de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial las conferidas por los Decretos 070 de 2001 y 3724 de 2009, y

CONSIDERANDO:

Que de conformidad con el artículo 332 de la Constitución Política el Estado es propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables y por mandato de los artículos 3o y 5o del Decreto 070 de 2001, le corresponde al Ministerio de Minas y Energía adoptar los reglamentos y hacer cumplir las disposiciones constitucionales, legales y reglamentarias relacionadas con su exploración y explotación;

Que con respecto al sector hidrocarburífero, el artículo 12 del mencionado decreto defiere a ese Ministerio la potestad de velar por el cumplimiento de las disposiciones legales, reglamentarias y las normas técnicas relacionadas con su exploración y explotación para asegurar que estas actividades se realicen en forma técnica y económica y se asegure la utilización y aprovechamiento de los recursos en forma racional e integral;

Que con el fin de impulsar la calidad en los procesos de productividad y de competitividad de los bienes y servicios de los mercados, se hace necesario implantar mecanismos que garanticen una adecuada infraestructura para el logro de tal fin.

Que los Reglamentos Técnicos se establecen para garantizar la seguridad nacional, proteger la vida, la salud y la seguridad humana, animal y vegetal, la protección del medio ambiente y la prevención de prácticas que puedan ser potencialmente peligrosas.

Que el Ministerio de Comercio Industria y Turismo, a solicitud del Ministerio de Minas y Energía, procedió a efectuar las notificaciones internacionales previstas en la Resolución 03742 de 2001 emanada de la Superintendencia de Industria y Comercio y, vencido el término de notificación no se recibieron comentarios ni observaciones sobre el proyecto de reglamento;

Que el Ministerio sometió el proyecto de reglamento a discusión de los agentes económicos interesados, de los cuales recibió comentarios y observaciones que fueron debidamente analizados.

RESUELVE:

TITULO I.

DISPOSICIONES PRELIMINARES.

ARTÍCULO 1o. OBJETIVO. La presente resolución tiene por objeto regular y controlar las actividades relativas a la exploración y explotación de hidrocarburos, maximizar su recuperación final y evitar su desperdicio.

PARÁGRAFO. El Ministerio de Minas y Energía regulará las actividades relativas a la exploración y explotación de los yacimientos no convencionales.

ARTÍCULO 2o. AMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones contenidas en esta resolución se aplican a todas las personas naturales y jurídicas que desarrollen actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

ARTÍCULO 3o. ORGANOS COMPETENTES. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con la ley, controlar las actividades reglamentadas en la presente resolución, proferir los reglamentos técnicos y demás actos administrativos e imponer las sanciones respectivas.

La función de control y demás autorizaciones de que trata la presente resolución, serán las ejercidas por la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces, o por intermedio de personas naturales o de entidades debidamente calificadas y certificadas. El transporte, el alojamiento y alimentación para tal efecto serán suministrados por el contratista, quien además entregará la información que sea requerida y facilitará el acceso a las instalaciones sin restricción alguna.

ARTÍCULO 4o. NORMAS TÉCNICAS Y ESTÁNDARES. En las operaciones reglamentadas en esta resolución se deben aplicar los estándares y normas técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas por el AGA, API, ASTM, NFPA, NTC-Icontec, Retie o cualquiera otra que las modifique, utilizadas en la industria petrolera.

En donde se desarrollen estas actividades, los manuales y normas técnicas requeridos deben estar a disposición permanente de las autoridades administrativas o de cualquier otra entidad o persona debidamente autorizada o delegada por el Ministerio de Minas y Energía.

ARTÍCULO 5o. DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS. Las actividades reglamentadas por esta Resolución están sujetas a todas las leyes, decretos y actos administrativos relativos a la protección de los recursos naturales, del medio ambiente, de las minorías étnicas y culturales, de salubridad y de seguridad industrial, así como a los convenios de la OIT 174 y 181 y todos aquellos que los modifiquen.

PARÁGRAFO. Es responsabilidad del contratista obtener y mantener vigentes las licencias y permisos necesarios para el desarrollo de cualquier actividad relativa al sector hidrocarburos.

ARTÍCULO 6o. DEFINICIONES Y SIGLAS. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 40048 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Para los efectos de esta reglamentación, se adoptan las siguientes definiciones y siglas:

Abandono: conjunto de operaciones que se ejecutan en el pozo para asegurar un aislamiento apropiado de las formaciones almacenadoras de gas y/o petróleo, así como de los acuíferos existentes con el fin de prevenir la migración de fluidos hacia la superficie del terreno o el fondo marino, o entre las diferentes formaciones a través del hueco del pozo o el espacio anular entre el hueco y los revestimientos.

Abandono definitivo: Operación de abandono ejecutada cuando no hay interés de retornar al pozo por parte del contratista, y que incluye no solo la ubicación de tapones mecánicos y de cemento para aislar los diferentes intervalos permeables, sino también el desmantelamiento de facilidades y equipos de producción, así como la limpieza y restauración ambiental de las zonas donde se hayan realizado operaciones de exploración, evaluación o producción. En operaciones costa afuera, cuando la lámina de agua sea superior a 1.000 pies (304.8 metros) y el operador haya asegurado apropiadamente el pozo, no será necesario el desmantelamiento de los equipos y facilidades de producción submarina instaladas.

Abandono temporal: Operación de abandono que se implementa considerando que por diferentes razones, el operador puede tener interés en reentrar al pozo durante la fase exploratoria. El cierre técnico del pozo exige la instalación de tapones mecánicos y/o de cemento para aislar intervalos abiertos e impedir la migración de fluidos, pero permite la permanencia del cabezal de pozo para facilitar futuras intervenciones a consideración del operador, previa autorización del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Aforo: Proceso mediante el cual se mide la altura de un líquido en un recipiente a condiciones estándares (60oF=15oC y 14,7 PSI=1 Atmósfera) y estáticas (completo reposo).

AGA: American Gas Association. (Asociación Americana del Gas).

Análisis de riesgo: Estudio para evaluar eventos predecibles que potencialmente constituyen un riesgo que puede afectar el desarrollo de las operaciones.

Año: Periodo de doce (12) meses consecutivos contado desde una fecha específica.

API: American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

Área contratada: Superficie continental o costa afuera, comprendida dentro de uno o varios polígonos limitados en lo posible por líneas en dirección norte-sur y este-oeste, que determinan el o los bloques del subsuelo en los cuales se otorgan al contratista los derechos a buscar hidrocarburos, a removerlos de su lecho natural, a transportarlos hasta un punto en la superficie y adquirir la propiedad de los hidrocarburos que corresponda, en los términos del ordenamiento superior y del respectivo Contrato de Evaluación Técnica (TEA) o de Exploración y Producción (E&P), sin perjuicio de los que son objeto de contratos de concesión todavía vigentes o de los operados directamente o celebrados con terceros por parte de Ecopetrol S. A. En esta área, el contratista está autorizado para desarrollar operaciones de exploración, evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos.

Área de evaluación: Sin perjuicio de lo que sobre el particular establezca cada modelo de contrato, es la porción del área contratada en la cual el contratista realiza un descubrimiento y en la que ha decidido llevar a cabo un programa de evaluación para establecer o no su comercialidad. Esta porción ha de estar enmarcada por un polígono preferiblemente regular en superficie que comprenda la envolvente de la proyección vertical en superficie de la estructura que corresponde al descubrimiento.

ASTM: American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales).

Barril de petróleo: Unidad de medida de volumen, normalmente utilizada para hidrocarburos líquidos que consta de cuarenta y dos (42) galones de los Estados Unidos de América, reportada normalmente a condiciones estándar (una temperatura de sesenta grados Fahrenheit (60o F) y a una (1) atmósfera de presión absoluta).

Buenas prácticas de la industria del petróleo: Operaciones, procedimientos, métodos y procesos seguros, eficientes y adecuados, implementados para la obtención del máximo beneficio económico en la recuperación final de las reservas de hidrocarburos, la reducción de las pérdidas, la seguridad operacional, la protección del medio ambiente y de las personas, en el desarrollo de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

BSW (A&S): Porcentaje de agua y sedimento básico contenidos en los Hidrocarburos Líquidos.

Calibración: Conjunto de operaciones (procesos o procedimientos) que se realizan a condiciones controladas para determinar una variable de interés, comparando un sistema, un equipo o instrumento con su patrón de referencia respectivo.

Campo: Área en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos.

Campo comercial: Porción del área contratada en cuyo subsuelo existe uno o más yacimientos descubiertos que el contratista ha decidido explotar comercialmente, de acuerdo con las condiciones de cada modalidad contractual.

Columna estratigráfica: Representación en vertical de las distintas formaciones que existen en un área determinada.

Condensado: Mezcla de hidrocarburo que permanece líquido a temperatura y presión estándar con alguna cantidad de propano y butano disueltos en la mezcla. Las gravedades de los crudos producidos están por encima de 40o API.

Condiciones estándar: Condiciones de presión y temperatura de referencia para el petróleo. Para la temperatura es de quince grados y cinco décimas de grados Celsius (15.5oC), equivalente a sesenta grados Fahrenheit (60oF) y para la presión es de catorce coma setenta y tres libras (14,73) por pulgada cuadrada.

Las condiciones estándar del gas son: para la temperatura de quince grados y cinco décimas de grados Celsius (15.5oC), equivalente a sesenta grados Fahrenheit (60oF) y para la presión es de catorce coma sesenta y cinco libras (14,65) por pulgada cuadrada.

Contratista: Persona jurídica que celebra un contrato o convenio con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) o quien haga sus veces, para la exploración y explotación de hidrocarburos en el país y lo ejecuta con autonomía técnica y administrativa, bajo su exclusivo costo y riesgo, proporcionando todos los recursos necesarios para proyectar, preparar y llevar a cabo las actividades y operaciones, sean estas de exploración, evaluación, explotación, desarrollo o producción dentro del área contratada. Para efectos del presente reglamento, también se extenderán los derechos y obligaciones a aquellas personas jurídicas que hayan suscrito contratos de asociación, de producción incremental, de explotación de campos descubiertos no desarrollados o campos inactivos o de cualquier otra naturaleza con Ecopetrol S. A.

Control técnico de las operaciones: Conjunto de actividades conducentes a realizar acciones de control, desde el punto de vista técnico, de cualquier actividad operativa de exploración y explotación de hidrocarburos.

Control: Comprobación o inspección de alguna operación o evento. Limitación o verificación del mismo. Supervisión de lo realizado por otros.

Declaración de comercialidad: Comunicación escrita mediante la cual el contratista declara a la Agencia Nacional de Hidrocarburos o a quien haga sus veces, la decisión incondicional de explotar comercialmente el descubrimiento realizado en el área contratada.

En los contratos de asociación con Ecopetrol S. A., es el momento en que esta empresa acepta la existencia de un campo comercial, o el contratista decide explotarlo bajo la modalidad de solo riesgo.

Día: Periodo de veinticuatro (24) horas que se inicia a las cero horas (00:00) y termina a las veinticuatro horas (24:00).

Estimulación: Tratamiento a la formación productiva de un pozo con el objetivo de mejorar o buscar su productividad.

Estructura: Forma (falla, pliegue, fractura, etc.) que presentan las formaciones geológicas en las cuales es posible encontrar acumulaciones de hidrocarburos.

Evaluación: Trabajos realizados para determinar la capacidad de producción de hidrocarburos o de algún parámetro petrofísico de las rocas o fluidos de los yacimientos, así como para delimitar la geometría del yacimiento o yacimientos.

Exploración: Estudios, trabajos y obras que se ejecutan para determinar la existencia y ubicación de hidrocarburos en el subsuelo.

Facilidades de producción: Instalaciones, plantas, vasijas de producción y demás equipos para las actividades de producción, separación, tratamiento, conducción y almacenamiento de hidrocarburos.

Factor de calibración del medidor: Relación entre el volumen bruto medido, utilizando un sistema de calibración, y el volumen registrado por un medidor de fluidos durante una prueba de calibración.

Formación: Unidad litoestratigráfica con límites definidos y características litológicas propias.

Gas libre: Gas natural que se encuentra en fase gaseosa a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Gas natural: Hidrocarburo que permanece en estado gaseoso en condiciones atmosféricas normales, extraído directamente de yacimientos que contienen hidrocarburos. Puede contener como impurezas otros elementos no hidrocarburos.

GOR (RGP) Relación Gas Petróleo: Relación entre el volumen de gas producido y el volumen de petróleo producido, medidos a condiciones de referencia (Pie cúbico estándar/BP Netos).

Hidrocarburo: Compuesto orgánico constituido principalmente por la mezcla natural de carbono e hidrógeno, así como también de aquellas sustancias que los acompañan o se derivan de ellos.

Hidrocarburos líquidos pesados: Son todos los hidrocarburos líquidos con una gravedad API igual o inferior a quince grados (15o) API.

Intervalo productor: Uno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o que sean capaces de producir hidrocarburos.

Lámina de agua: Distancia entre la marea media y el fondo marino.

Levantamiento artificial: Técnicas y sistemas utilizados para llevar a superficie los fluidos que se encuentran en el pozo cuando su energía no es suficiente para conducirlos naturalmente (flujo natural) o cuando se pretenda incrementar los volúmenes de producción.

Manual de Suministro de Información Técnica y Geológica a la Agencia Nacional de Hidrocarburos: Acuerdo mediante el cual la Agencia Nacional de Hidrocarburos o quien haga sus veces, establece el contenido y las condiciones de entrega de la información por parte del contratista.

Medición: Comparación contra un patrón con el objetivo de determinar el valor de una variable, sobre la base de un procedimiento predeterminado.

Mes: Periodo contado a partir de cualquier día de un mes calendario y que termina el día anterior al mismo día del mes calendario siguiente o, si se trata del día primero hasta el último día del mes en curso.

Metro cúbico: Volumen de gas contenido en un metro cúbico a condiciones estándar. Un metro cúbico de petróleo es igual a 6,29 barriles.

NFPA: National Fire Protection Association. (Asociación Nacional de Protección Contraincendio).

Norma técnica: Especificación técnica nacional o internacional aprobada por un organismo reconocido por su actividad normativa para una aplicación, evento u operación que se realiza repetida o frecuentemente.

NTC: Norma Técnica Colombiana, expedida por el Icontec.

Petróleo: Mezcla de hidrocarburos existente en fase líquida a las condiciones del yacimiento y que permanece líquido a las condiciones normales de presión y temperatura en superficie, así como las impurezas contenidas en él.

Pie cúbico normal: Medida para determinar el volumen de gas contenido en un pie cúbico a condiciones estándar.

Pie cúbico estándar: Medida para determinar el volumen de gas contenido en un pie cúbico a una presión de 14,65 Lb/pulgada² y a una temperatura de 60oF.

Placa o platina de orificio: Placa metálica circular con un orificio calibrado, colocado en una tubería a través de la cual pasa el fluido, utilizada para la medición del gas.

Plan unificado de explotación: Convenio de explotación celebrado entre contratistas colindantes para permitir el desarrollo eficiente de un yacimiento explotado en forma compartida.

Pozo: Obra especializada de la ingeniería de petróleos consistente en un hueco perforado a través del subsuelo, con el objeto de conducir los fluidos de un yacimiento a superficie. Se diferencia de las obras civiles realizadas para la construcción del pozo, tales como vías de acceso, locaciones y edificaciones.

Pozo de desarrollo: Aquel que se perfora con el propósito de contribuir a la explotación de yacimientos después del periodo de exploración y evaluación.

Pozo descubridor: Pozo cuyo resultado conlleva al descubrimiento de una nueva área productora de hidrocarburos y puede involucrar uno o más yacimientos.

Pozo estratigráfico: Pozo que se perfora con propósitos de reconocimiento y muestreo, sin objetivo hidrocarburífero, encaminado a determinar la secuencia litológica y las propiedades petrofísicas y geoquímicas de la columna estratigráfica existente en el subsuelo.

Pozo exploratorio: Pozo perforado para buscar o comprobar la existencia de hidrocarburos en un área no probada como productora o para buscar yacimientos adicionales no conocidos.

Pozo inactivo: Pozo que no está realizando ninguna función en el momento, pero que puede ser reutilizado posteriormente con algún fin o abandonado definitivamente.

Pozo inyector: Pozo que permite inyectar fluidos a un yacimiento o a una estructura expresamente autorizada por el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización.

Pozo productor: Pozo que permite el drenaje de hidrocarburos de un yacimiento.

Pozo seco: Es aquel en el cual no se hallan hidrocarburos o cuya producción no es comercial.

Prueba de formación: Técnica de evaluación que sirve para determinar las características y capacidad productiva de la formación y sus fluidos.

Prueba de integridad: Evaluación de la cementación, tuberías de revestimiento, tuberías de inyección, equipos de control de pozo y/o tapones mecánicos o de cemento, con el fin de verificar que existe integridad en las condiciones mecánicas y/o aislamiento apropiado para evitar la migración de fluidos hacia la superficie o entre las diferentes formaciones a través del hueco del pozo o el espacio anular entre el hueco y los revestimientos.

Pruebas de presión de reservorios: Medición o registro de la presión en un pozo o grupo de pozos, a una determinada profundidad y en distintos momentos. Sucesivos registros establecerán la variación de presión para cada yacimiento en particular.

Pruebas extensas: Periodo de producción posterior a la prueba inicial que tiene por finalidad obtener información adicional del yacimiento, para definir la comercialidad o no del campo.

Pruebas iniciales: Pruebas cortas de producción que se realizan posteriormente a la terminación oficial de un pozo nuevo e incluyen pruebas de presión y de evaluación de rocas y fluidos del yacimiento.

Puntos de medición oficial: Puntos aprobados por el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, en los cuales se miden la cantidad y calidad de los hidrocarburos producidos a condiciones estándar para efectos de determinar los volúmenes de petróleo y gas base para el cálculo de las regalías.

Puntos de medición oficial, de transferencia y custodia: Puntos aprobados por el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, para la medición y entrega oficial de los hidrocarburos producidos.

Reacondicionamiento de pozos: Trabajos efectuados en un pozo, posteriores a su terminación, con el fin de mejorar su productividad, integridad o inyectividad, tales como el abandono o aislamiento de zonas, la perforación o reperforación de nuevas o viejas zonas productivas, estimulaciones, fracturamiento, reparaciones del revestimiento, cementaciones o conversión de la finalidad del pozo, así como la instalación, retiro, cambio o reparación de los equipos o sistemas de levantamiento artificial o cualquier modificación en la terminación del pozo.

Recobro último: Volumen de petróleo que se estima, en una fecha dada, será potencialmente recuperable de una acumulación, más las cantidades ya producidas de la misma.

Recuperación mejorada: Técnicas aplicadas a los yacimientos para mantener o incrementar su energía o la recuperación final de hidrocarburos.

Suime: Sistema Único de Información Minero Energética del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, utilizado para liquidar las regalías por la producción de hidrocarburos.

Tabla volumétrica: Tabla que indica el volumen contenido en un tanque para cada nivel de llenado.

Terminación: Conjunto de trabajos u operaciones que tienen por objeto dotar al pozo de todos los aditamentos definitivos requeridos para la producción o inyección de fluidos.

Tonelada métrica: Unidad de medida de volumen equivalente a mil litros, reportada normalmente a condiciones estándar.

Transferencia de custodia: Operación que ocurre cuando un producto es entregado a un tercero para su manejo y custodia, ya sea a título de tenencia o a título de propiedad del producto.

Yacimiento: Es toda formación rocosa del subsuelo en la cual se encuentran acumulados naturalmente hidrocarburos y que están caracterizados por un sistema único de presiones, de manera que la producción de hidrocarburos de una parte del yacimiento afecta la presión de reservorio en toda su extensión.

Yacimiento convencional: Formación rocosa en la que ocurren acumulaciones de hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales. Está limitado por barreras geológicas, tales como estratos impermeables, condiciones estructurales y agua en las formaciones, y se encuentra efectivamente aislado de cualquier otro yacimiento que pueda estar presente en la misma área o estructura geológica.

TITULO II.

EXPLORACION.

ARTÍCULO 7o. ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN. Las actividades exploratorias se regirán por lo establecido en el presente reglamento y en las demás disposiciones que regulen la materia, así como por lo pactado en los diferentes contratos y convenios.

ARTÍCULO 8o. INFORME DE ACTIVIDADES EXPLORATORIAS. Antes de iniciar trabajos y en concordancia con las obligaciones exploratorias pactadas en cada una de las actividades del contrato o convenio el contratista deberá comunicar al Ministerio de Minas y Energía lo siguiente:

a) Objetivos;

b) Mapa geográfico del área, con coordenadas y escala exigidas por la autoridad competente;

c) Cronograma de actividades;

d) Metodología y tecnologías a utilizar.

PARÁGRAFO. Toda modificación que se realice en las actividades exploratorias se comunicará por el Contratista al Ministerio de Minas y Energía antes de ejecutarla.

ARTÍCULO 9o. INFORMES. El contratista presentará informes de acuerdo con lo estipulado en el Titulo VIII y el artículo 71 de la presente resolución.

ARTÍCULO 10. SEGURIDAD. En los trabajos que se ejecuten se aplicarán las buenas prácticas de la industria identificando eventuales situaciones de emergencia para cuyo efecto se propondrán planes de contingencia.

ARTÍCULO 11. TERMINACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN. Terminadas las actividades de exploración, el contratista debe restaurar el área y cumplir con el pago de los salarios, afectaciones, servidumbres y arriendos, de acuerdo con las disposiciones vigentes.

TITULO III.

PERFORACION.

CAPITULO I.

ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN.

ARTÍCULO 12. PERMISO PARA PERFORAR. Para iniciar la perforación de un pozo, previamente se debe solicitar y obtener permiso diligenciando el Formulario 4 “Permiso para perforar”. El permiso será valido por un periodo de tres (3) meses contados a partir de la fecha establecida para iniciar la perforación. Si durante este lapso la perforación no se inicia, el contratista dispondrá de treinta (30) días para justificar tal situación y renovar el permiso.

Para la perforación de uno o varios pozos de desarrollo se puede solicitar y obtener en un solo trámite los permisos diligenciando la Forma 4 para cada pozo y presentando un programa global para la perforación.

ARTÍCULO 13. VERIFICACIONES. <Artículo modificado por el artículo 2 de la Resolución 40048 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, podrá realizar una visita antes del inicio de la perforación de un pozo con el fin de verificar el cumplimiento de las condiciones de seguridad y de requerimientos técnicos del equipamiento instalado que al respecto se establezcan, así como de la localización que tendrá el pozo. El contratista deberá comunicar con al menos ocho (8) días calendario de anticipación, la fecha prevista de comienzo de las operaciones de perforación.

En las operaciones desarrolladas en tierra y zonas lacustres la visita se realizará una vez la subestructura se haya instalado. En las operaciones costa afuera, dado que la estructura es parte integrante del equipo, la visita podrá realizarse en cualquier momento, excepto si el equipo procede de aguas no territoriales colombianas, en cuyo caso la visita se efectuará una vez el equipo haya ingresado a aguas colombianas.

De la visita practicada se levantará un acta y si no se presentan observaciones o recomendaciones que deban ser atendidas de manera inmediata, se podrá dar inicio a la perforación. En el evento en que el Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, formule observaciones y el contratista no ejecute los correctivos necesarios en los plazos acordados, podrá ordenar la suspensión de las operaciones.

Los equipos de perforación utilizados deberán cumplir con las disposiciones que al respecto establezca el Ministerio de Minas y Energía, conforme a normas internacionales.

PARÁGRAFO 1o. En el evento en que el Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, decida no realizar la visita de que trata el presente artículo o no se pronuncie dentro del plazo previsto en el mismo, el contratista podrá iniciar las operaciones, sin perjuicio de las observaciones que surjan de visitas de verificación posteriores.

PARÁGRAFO 2o. En operaciones costa afuera, el contratista deberá acreditar a través de un tercero competente o de un experto interno especialista en inspección de equipos de perforación marinos, la confiabilidad y seguridad operativa de los sistemas y componentes de equipos e instalaciones para perforación, terminación o reacondicionamiento de pozos de acuerdo con los requerimientos que el Ministerio de Minas y Energía defina o en su ausencia, a los lineamientos y recomendaciones del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute - API) para operaciones costa afuera vigentes al momento de la operación. El contratista deberá precisar en un documento independiente y adjunto al informe de acreditación, las calidades y experiencia en el ramo del tercero competente o del experto interno responsable de la inspección.

Si el equipo de perforación fue inspeccionado en operaciones previas, en un término no superior a doce (12) meses, el contratista puede precisar ese documento de inspección al Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización.

ARTÍCULO 14. SUSPENSIÓN Y REVOCACIÓN DEL PERMISO. El Ministerio de Minas y Energía podrá suspender o revocar el permiso para perforar e imponer las sanciones pecuniarias que la situación amerite, cuando las condiciones de seguridad en las operaciones no sean adecuadas o cuando se cambie de manera inconsulta alguno de los requerimientos exigidos en el Formulario 4 “Permiso para perforar” aprobado, previo agotamiento del procedimiento de investigación.

ARTÍCULO 15. PROHIBICIÓN. Ningún pozo podrá ser perforado a menos de las siguientes distancias, sin permiso especial del Ministerio de Minas y Energía.

a) Cien (100) metros entre la proyección vertical del fondo del pozo a superficie y del lindero del área contratada;

b) Cien (100) metros de cualquier instalación industrial.

c) Cincuenta (50) metros de oleoductos y gasoductos;

d) Cincuenta (50) metros de los diversos talleres, calderas y demás instalaciones en uso.

e) Cien (100) metros de las casas de habitación;

f) Cincuenta (50) metros de las líneas de transmisión eléctrica para el servicio público.

ARTÍCULO 16. PROGRAMA DE PERFORACIÓN. La perforación de un pozo debe sujetarse al programa aprobado por el Ministerio de Minas y Energía. Cualquier modificación debe ser previamente autorizada actualizando el programa.

En casos de profundización o cambio de dirección de un pozo, sin interrumpir las operaciones, se debe dar aviso al Ministerio de Minas y Energía justificando técnicamente la operación proyectada y actualizando el Formulario 4 “Permiso para perforar”.

ARTÍCULO 17. INFORMES. Durante la perforación de un pozo se debe rendir un informe diario por vía electrónica al Ministerio de Minas y Energía que contenga mínimo lo siguiente:

a) Reporte de ingeniería;

b) Reporte de geología;

c) Registro de evaluación de formaciones.

Además del informe diario, quincenalmente se debe diligenciar el Formulario 5 “Informe quincenal” y suministrar al Ministerio de Minas y Energía cualquier otra información por éste requerida, incluyendo las principales actividades desarrolladas, parámetros de perforación, registros, pruebas y los resultados obtenidos.

CAPITULO II.

TERMINACIÓN DE POZOS.

ARTÍCULO 18. PROGRAMA DE TERMINACIÓN OFICIAL. En los pozos exploratorios, se enviará al Ministerio de Minas y Energía el programa de pruebas y terminación para aprobación previa. En los pozos de desarrollo y de avanzada el programa se presentará en el Formulario 4 “Permiso para perforar” antes de iniciar la perforación. Cualquier modificación al programa debe ser comunicada previamente al Ministerio de Minas y Energía.

Terminado el pozo, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes, se enviará al Ministerio de Minas y Energía debidamente diligenciado, el Formulario 6 “Informe de terminación oficial”. En caso de un programa intensivo de desarrollo, previa justificación, el Ministerio podrá ampliar dicho plazo.

PARÁGRAFO. El programa podrá ser entregado por medio electrónico y el Ministerio de Minas y Energía podrá emitir pronunciamiento por el mismo medio.

ARTÍCULO 19. CAMBIOS EN LA TERMINACIÓN. Para cambiar la terminación de un pozo se debe solicitar permiso al Ministerio de Minas y Energía con quince (15) días calendario de anticipación, por medio del Formulario 7 “Permiso para trabajos posteriores a la terminación oficial”. Quince (15) días calendario después de terminado el trabajo se debe informar sobre los resultados diligenciando el Formulario 10 “Informe sobre trabajos posteriores a la terminación oficial”.

ARTÍCULO 20. TERMINACIÓN MÚLTIPLE. Cuando un pozo se termine en forma múltiple, se debe informar de los resultados del trabajo diligenciando el Formulario 11 “Informe de terminación múltiple.

ARTÍCULO 21. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO USADA EN LA PERFORACIÓN DE POZOS. No se podrá utilizar tubería de revestimiento usada en la perforación de pozos, salvo que el Ministerio de Minas y Energía lo autorice previa inspección y certificación de prueba de integridad por una compañía especializada y autorizada para tal efecto.

ARTÍCULO 22. SEGURIDAD DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y PRODUCCIÓN. Las tuberías de revestimiento y producción que se utilicen en la perforación y terminación de pozos deben estar diseñadas para resistir esfuerzos de colapso, tensiones y presión interna según las condiciones esperadas.

ARTÍCULO 23. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE SUPERFICIE EN PRESENCIA DE ACUÍFEROS. En caso de atravesar algún cuerpo de agua dulce durante la perforación de un pozo, la tubería de revestimiento de superficie debe instalarse y cementarse por lo menos cincuenta (50) pies debajo del límite inferior del acuífero.

ARTÍCULO 24. TERMINACIÓN DE POZO EN HUECO ABIERTO. Ningún pozo se podrá terminar en hueco abierto, salvo en casos excepcionales autorizados por el Ministerio de Minas y Energía.

ARTÍCULO 25. POZO DE REEMPLAZO. Si durante la perforación tiene que ser abandonado un pozo por fallas mecánicas sin haber alcanzado su objetivo principal y se opte por iniciar inmediatamente otro que lo reemplace o por realizar una ventana lateral con el fin de alcanzar el objetivo propuesto, podrá hacerse dando previo aviso escrito, o por cualquier medio, al Ministerio de Minas y Energía, actualizando posteriormente el Formulario 4 “Permiso para perforar”, dentro del término que le señale el Ministerio para el efecto.

ARTÍCULO 26. TOMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS. <Artículo modificado por el artículo 3 de la Resolución 40048 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> En todo pozo exploratorio se deberán tomar como mínimo registros eléctricos de Gamma Ray (GR), Potencial Espontáneo (SP) y de resistividad, desde superficie hasta profundidad final.

PARÁGRAFO 1o. En aquellas operaciones donde la toma de registros con cable pueda resultar riesgosa para la integridad del pozo o donde técnicamente no sea factible su corrida, el contratista podrá utilizar herramientas para registro de pozo en tiempo real.

PARÁGRAFO 2o. Para el caso costa afuera, se deberán tomar como mínimo registros de Gamma Ray (GR) y de resistividad desde la sección siguiente al revestimiento de superficie y hasta la profundidad final.

ARTÍCULO 27. PRUEBA INICIAL. <Artículo modificado por el artículo 4 de la Resolución 40048 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Concluida la perforación y terminado el pozo, se realizará una prueba inicial de producción para cuyos efectos, previamente, deberá enviarse un programa al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en materia de fiscalización. La prueba tendrá una duración máxima de siete (7) días de producción de fluidos por intervalo probado y sin perjuicio de los tiempos requeridos para toma de muestras, registros de presión y acondicionamiento del pozo. Los resultados de la prueba se reportarán en el Formulario 6 “Informe de terminación oficial”.

En los pozos exploratorios, de avanzada y de desarrollo en yacimientos compartimentados, se deben practicar pruebas de presión y presentar los resultados en el formulario 8 “Informe sobre pruebas de presión”. Además, en los pozos exploratorios se deben realizar pruebas selectivas por cada intervalo cañoneado y tomar muestras para la caracterización de fluidos.

En los pozos exploratorios y de avanzada, el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, realizará una visita a fin de verificar las condiciones técnicas de las facilidades iniciales de producción. De la visita se levantará un acta y si no se presentan observaciones o recomendaciones que deban ser atendidas de manera inmediata, se podrá dar inicio a la prueba. En el evento en que se formulen observaciones y el contratista no ejecute los correctivos necesarios en los tiempos acordados, se podrá ordenar la suspensión de las operaciones.

PARÁGRAFO 1o. Cuando las circunstancias operacionales o las características del yacimiento lo ameriten, el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, podrá autorizar tiempos superiores de prueba, la realización de trabajos adicionales al programa original de terminación o cambios con relación a las pruebas selectivas.

PARÁGRAFO 2o. Cuando esté en riesgo la integridad del pozo, se podrá prescindir de la toma de registros de presión y/o muestras de fluidos, con autorización del Ministerio de Minas y Energía o de quien haga sus veces en materia de fiscalización.

PARÁGRAFO 3o. En operaciones costa afuera, cuando la recuperación, almacenamiento y manejo de fluidos en superficie durante la prueba de pozo pueda resultar riesgosa para la operación o cuando por motivos de eficiencia operacional demostrables así se requiera, el operador podrá utilizar, previa información al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en materia de fiscalización, otras técnicas que le permitan determinar la presencia de hidrocarburos tales como los probadores de formación operados por cable o las pruebas Mini-DST, en combinación con herramientas tradicionales como registros de pozo, pruebas de presión, pruebas de inyectividad, muestras y ripios

ARTÍCULO 28. ANÁLISIS FISICOQUÍMICOS. Cada muestra de gas, condensado, petróleo o agua obtenida de un pozo será analizada para determinar sus propiedades fisicoquímicas y los datos obtenidos serán incluidos en el informe de terminación oficial del pozo en el Formulario 6 “Informe de terminación oficial”.

En las muestras y corazones se indicará la profundidad a la cual fueron tomados y en estos últimos además, su orientación original. El material recolectado de acuerdo con el programa de perforación aprobado, será enviado a la Litoteca Nacional, conforme lo establecen las normas vigentes.

ARTÍCULO 29. MUESTRAS DE CORAZONES. En todo yacimiento descubierto se deben tomar muestras de corazones ya sea en pozos exploratorios de avanzada o en los dos pozos iniciales de desarrollo. Previa aprobación del Ministerio de Minas y Energía, por razones operacionales, económicas o características del yacimiento, se podrá prescindir de dicha actividad.

CAPITULO III.

TAPONAMIENTO Y ABANDONO DE POZOS.

ARTÍCULO 30. CONDICIONES PARA EL TAPONAMIENTO Y ABANDONO. <Artículo modificado por el artículo 5 de la Resolución 40048 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> Cuando se haya perforado un pozo que resulte seco o por problemas mecánicos haya de abandonarse definitivamente, será taponado y desmantelado inmediatamente, en cuyo caso, previa la realización de estas actividades, se debe actualizar y obtener aprobación del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, del nuevo programa de abandono.

Igual procedimiento deberá seguirse en el evento en que un pozo permanezca inactivo por más de seis (6) meses sin justificación.

Los trabajos necesarios para el taponamiento tendrán como objetivo el aislamiento definitivo y conveniente de las formaciones atravesadas que contengan petróleo, gas o agua, de tal manera que se eviten invasiones de fluidos o manifestaciones de hidrocarburos en superficie.

En cualquiera de estos eventos se debe diligenciar el formulario 10A “Informe de taponamiento y abandono”.

PARÁGRAFO 1o. En los pozos secos o que por problemas mecánicos no pueda concluirse la perforación, se debe diligenciar el Formulario 6. “Informe de terminación oficial”.

PARÁGRAFO 2o. El contratista podrá abandonar temporalmente un pozo exploratorio, previa autorización y aprobación del programa de taponamiento por parte del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, por un periodo que no podrá extenderse más allá de la fase exploratoria del contrato.

Si al finalizar este tiempo, el contratista no ha reactivado el pozo, todas las facilidades y equipos deberán ser retirados, y deberá procederse con la limpieza y restauración ambiental de la zona y el abandono definitivo del pozo.

En operaciones costa afuera, cuando la lámina de agua sea superior a 1.000 pies (304.8 metros) y el operador haya asegurado apropiadamente el pozo, no será necesario el desmantelamiento de los equipos y facilidades de producción submarina instaladas.

Toda intervención y/o operación de re-entry al pozo abandonado temporalmente deberá ser aprobada previamente por el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización.

Establecido el abandono definitivo o la reactivación del pozo y su posterior terminación, se deberá diligenciar el Formulario 6 “Informe de Terminación Oficial”.

PARÁGRAFO 3o. En operaciones costa afuera, cuando la lámina de agua sea menor o igual a 1.000 pies (304.8 metros), la actividad de abandono temporal requerirá la instalación de un guardarredes (net guard) sobre el cabezal del pozo.

PARÁGRAFO 4o. En operaciones costa afuera, si terminada la fase exploratoria el operador ha realizado la declaración de comercialidad del campo, el periodo de abandono temporal podrá extenderse durante el tiempo que se tarden las operaciones de construcción de las facilidades necesarias para el manejo de los fluidos que se produzcan.

ARTÍCULO 31. SUSPENSIÓN DE POZOS EN PERFORACIÓN. Para suspender la perforación de un pozo se deberá solicitar autorización al Ministerio de Minas y Energía y para el efecto presentar un informe justificando tal decisión e indicando el plan a seguir. La suspensión se dará por un periodo de tres (3) meses prorrogables hasta por dos periodos iguales.

El Ministerio de Minas y Energía podrá en cualquier momento ordenar el taponamiento y abandono inmediato del pozo en el evento de considerarlo técnicamente necesario, debiendo el contratista diligenciar el Formulario 6 “Informe de terminación oficial” y el Formulario 10A “Informe de taponamiento y abandono”.

ARTÍCULO 32. SUSPENSIÓN TEMPORAL DE POZOS PERFORADOS O TERMINADOS. <Artículo modificado por el artículo 6 de la Resolución 40048 de 2015. El nuevo texto es el siguiente:> El Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en materia de fiscalización, podrá autorizar la suspensión temporal de pozos perforados o perforados y terminados, por un periodo de hasta doce (12) meses, prorrogable por un término igual con la debida justificación.

Los pozos suspendidos deberán estar debidamente asegurados, bien sea a través de la colocación de un tapón de superficie y/o de válvulas en superficie o subsuelo. Establecido el abandono definitivo o la reactivación del pozo y su posterior terminación, se debe diligenciar el Formulario 6 “Informe de terminación oficial”.

ARTÍCULO 33. PERMISO DE ABANDONO DE POZOS OFICIALMENTE TERMINADOS. Antes de iniciar los trabajos de abandono de un pozo oficialmente terminado, se solicitará permiso por escrito al MME diligenciando el Formulario 7 “Permiso para trabajos posteriores a la terminación oficial”. Finalizados los trabajos de taponamiento se diligenciará el Formulario 1A. “Informe de taponamiento y abandono”.

ARTÍCULO 34. UTILIZACIÓN DE ACUÍFEROS. Cuando se hayan encontrado cuerpos de agua dulce y tenga que abandonarse el pozo, los trabajos se ejecutarán en condiciones de terminación que permitan su utilización futura como pozo de agua.

ARTÍCULO 35. REGLAMENTACIÓN DEL TAPONAMIENTO. La supervisión y los procedimientos para el taponamiento permanente o temporal de pozos, las pruebas de integridad mecánica que se realicen y las características de los tapones, serán establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.

TITULO IV.

PRUEBAS EXTENSAS.

ARTÍCULO 36. PRUEBAS EXTENSAS DE PRODUCCIÓN. Para realizar las pruebas extensas de producción se debe obtener autorización previa del Ministerio de Minas y Energía, para cuyos efectos se debe tener aprobado el formulario 6 “Informe de terminación oficial” y las facilidades de producción a utilizar, las cuales deberá ser instaladas bajo el cumplimiento de las normas técnicas nacionales o internacionales en la materia, además presentar un programa de pruebas y un mapa del área del yacimiento, de acuerdo con el Decreto 3229 de 2003, o las normas que lo modifiquen o sustituyan. Las pruebas tendrán una duración máxima de seis (6) meses, prorrogables en función de su alcance.

Además, se deben practicar como mínimo pruebas de presión y su resultado se reportará al Ministerio de Minas y Energía dentro de los treinta (30) días calendario siguientes, en el Formulario 8 “Informe sobre prueba de presión”.

TITULO V.

PERIODO DE EXPLOTACION.

CAPITULO I.

INICIO DE EXPLOTACIÓN.

ARTÍCULO 37. INICIO DE EXPLOTACIÓN. Para iniciar la explotación de un determinado campo, el contratista deberá presentar previamente el diseño de las facilidades de producción y obtener aprobación del Ministerio de Minas y Energía. Una vez estas se hallen instaladas se verificará si corresponden al diseño aprobado, de lo contrario, no se otorgará el inicio de explotación respectivo.

Además, se deberá aportar un análisis del riesgo operacional, la licencia global ambiental y copia de las autorizaciones o aprobaciones correspondientes, sin perjuicio de otros documentos o información que sean requeridos.

El aforo de los tanques, la calibración de los equipos de medición y el patronamiento de las cintas, termómetros y demás instrumentos y equipos de medición y de laboratorio deben estar certificados por las entidades competentes y verificados por el Ministerio de Minas y Energía.

Todos los requerimientos antes mencionados, son de estricto cumplimiento con el fin de proceder con el inicio de explotación respectivo.

PARÁGRAFO 1o. En los contratos celebrados con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, esta suministrará al Ministerio de Minas y Energía la información presentada por los contratistas en el Plan de Desarrollo, la cual es requisito para el otorgamiento del inicio de explotación. Para los contratos de asociación, será el contratista quien presente al Ministerio de Minas y Energía copia de la información enviada a Ecopetrol S.A., de la solicitud de comercialidad, el pronunciamiento de dicha entidad y de ser necesaria, la aceptación de explotación por parte del contratista, cuando de solo riesgo se trate.

PARÁGRAFO 2o. Si las facilidades de producción utilizadas para la aprobación del inicio de explotación son las mismas autorizadas para el desarrollo de la prueba extensa, estas se tomarán como referencia para el otorgamiento del inicio de explotación respectivo y sin perjuicio de las adecuaciones que se requieran para el cumplimiento del plan de desarrollo del campo.

PARÁGRAFO 3o. Las tasas eficientes de producción presentadas por los contratistas serán aprobadas por el Ministerio de Minas y Energía.

PARÁGRAFO 4o. Los inicios de explotación serán otorgados por el Ministerio de Minas y Energía a través de resolución debidamente motivada y previo cumplimiento de los requisitos señalados en el presente artículo.

CAPITULO II.

PRODUCCIÓN.

ARTÍCULO 38. REQUERIMIENTOS PARA LA PRODUCCIÓN. Los equipos de control, las facilidades de producción, el tratamiento y almacenamiento de hidrocarburos, las condiciones de los separadores, el aforo de los tanques, las distancias mínimas para la instalación de tanques, los diques para la contención de derrames, las características de las teas, las instalaciones eléctricas y todos los demás requerimientos necesarios para la producción, serán reglamentados por el Ministerio de Minas y Energía. En el evento que no se haya expedido tal reglamentación, se tomará como base las normas internacionales aplicables en la materia.

ARTÍCULO 39. PRUEBAS DE POZOS. Todo pozo en producción debe ser probado por lo menos una vez al mes, con una duración mínima de seis horas, con el fin de determinar los volúmenes y parámetros (GOR y BSW) de los fluidos producidos, o siempre que cambien las condiciones operacionales, para efectos de detectar variaciones en la producción. Los datos obtenidos deben reportarse al MME mensualmente en los Formularios 16 “Informe mensual sobre ensayos de potencial de pozos de petróleo” y Formulario 25 “Prueba de pozo de gas”.

Las pruebas deben realizarse utilizando separadores y tanques de prueba. El cambio en la frecuencia y duración de las pruebas y la utilización de otros métodos para su práctica, deben ser previamente aprobados por el Ministerio de Minas y Energía.

El Ministerio de Minas y Energía regulará la relación gas-petróleo (GOR) de acuerdo con las condiciones específicas de cada yacimiento.

ARTÍCULO 40. TRABAJOS POSTERIORES A LA TERMINACIÓN. Para realizar trabajos de estimulación, reparaciones o trabajos de fondo de pozo, instalación o cambio de un sistema de levantamiento artificial, trabajos de reacondicionamiento que alteren las condiciones actuales del pozo o del yacimiento, o para abandonarlo, se debe solicitar permiso al Ministerio de Minas y Energía mediante el Formulario 7 “Permiso para trabajos posteriores a la terminación oficial”.

Quince (15) días después de terminado el trabajo, se debe informar sobre los resultados por medio del Formulario 10, “Informe sobre trabajos posteriores a la terminación oficial”. En los casos de abandono de pozos, el informe se rendirá en el Formulario 1A “Informe de Taponamiento y Abandono”.

PARÁGRAFO. Para instalar o cambiar el levantamiento artificial, se debe justificar técnica y económicamente el sistema que se pretende utilizar y presentar un diagrama donde se muestren los equipos de fondo de pozo y superficie; además, el Ministerio de Minas y Energía realizará una inspección a las instalaciones requeridas para la implementación del sistema y en caso de establecer deficiencias o malos procedimientos, podrá revocar el permiso.

Siguiente