MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA DECRETO NÚMERO ( )

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

DECRETO NÚMERO DE

( )

Por el cual se establecen los procedimientos para la exploración y explotación de

hidrocarburos en yacimientos no convencionales

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA

En ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por el numeral 11 del

Artículo 189 de la Constitución Política y el Artículo 13 de la Ley 1530 de 2011, y

C O N S I D E R A N D O:

Que de conformidad con las facultades previstas en el Decreto 381 de 2012 y lo

señalado en el Documento Conpes 3517 de 2008, mediante Resolución 18 0742 del 16

de mayo de 2012 el Ministerio de Minas y Energía estableció los procedimientos para la

exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales.

Que de acuerdo con lo señalado en el documento CONPES 3517 del 12 de marzo de

2008, las normas que regulen la exploración y producción de gas metano en depósitos

de carbón deberán tener en cuenta la especificidad técnica de esta actividad, la

normativa ambiental y el objetivo de maximizar la explotación del recurso, logrando el

beneficio de todas las partes involucradas y tomando en consideración su condición de

recursos diferentes e independientes.

Que el Artículo 13 de la Ley 1530 de 2012, mediante la cual se regula la organización y

el funcionamiento del Sistema General de Regalías, dispone que se entiende por

fiscalización el conjunto de actividades y procedimientos que se llevan a cabo para

garantizar el cumplimiento de las normas y de los contratos de exploración y explotación

de recursos naturales no renovables, la determinación efectiva de los volúmenes de

producción y la aplicación de las mejores prácticas de exploración y producción,

teniendo en cuenta los aspectos técnicos, operativos y ambientales, como base

determinante para la adecuada determinación y recaudo de regalías y compensaciones

y el funcionamiento del Sistema General de Regalías.

Que el inciso segundo del Artículo 13 de la citada Ley 1530 de 2012 prevé que:

“El

Gobierno Nacional definirá los criterios y procedimientos que permitan desarrollar la

exploración y explotación de recursos naturales no renovables técnica, económica y

ambientalmente eficiente, así como los aspectos técnicos, tecnológicos, operativos y

administrativos para ejercer la labor de fiscalización…”.

Que el Acuerdo sobre Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC) de la Organización

Mundial del Comercio (OMC) establece que los Miembros de la OMC deberán notificar a

los demás Miembros, los proyectos de reglamentos técnicos y procedimientos de

evaluación de la conformidad cuando el contenido técnico de éstos no esté de acuerdo

con las normas internacionales pertinentes y siempre que dichos reglamentos o

procedimientos de evaluación de la conformidad puedan tener un efecto significativo en

el comercio de otros Miembros.

Que mediante oficio 2013 xxxxxxx, la Dirección de Regulación del Ministerio de

Comercio Industria y Turismo emitió el concepto de que trata el Decreto 1444 de 2013,

señalando que el texto del presente acto administrativo xxxxxx

Que de acuerdo con el Proyecto de Gestión del Conocimiento de Medio Ambiente

adelantado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Ministerio de Minas y Energía

se evidenció la necesidad de establecer requerimientos técnicos para los pozos de

exploración y producción de yacimientos no convencionales y pozos inyectores

asociados, en materia de diseño, construcción y operación, con el fin de proteger las

fuentes de agua subterránea apta para consumo humano

Que en consecuencia, es necesario modificar la reglamentación aplicable a la

exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, con el fin

de incorporar las especificaciones técnicas requeridas para lograr el aprovechamiento

integral de los recursos naturales no renovables que comprende esta clase de

formaciones, bajo parámetros que conduzcan la observancia de las disposiciones

ambientales vigentes.

Que en cumplimiento a lo dispuesto en el numeral 8º del Artículo 8º de la Ley 1437 de

2011, el texto del presente acto administrativo su publicó en la página web del Ministerio

de Minas y Energía del 7 de octubre de 2013 al 28 de 2013 y los comentarios recibidos

fueron debidamente analizados.

Que en mérito de lo expuesto,

DECRETA:

Capítulo 1

OBJETO Y DEFINICIONES

Artículo 1. Objeto. Señalar el procedimiento para la exploración y explotación de

hidrocarburos en yacimientos no convencionales, con el fin de propender que las

actividades que desarrollen las personas naturales o jurídicas, públicas o privadas,

garanticen el desarrollo sostenible de los recursos naturales no renovables, atendiendo

las buenas prácticas de la industria.

Artículo 2. Los procedimientos que no se especifiquen dentro del presente reglamento

en relación a la exploración y explotación de yacimientos no convencionales (en adelante

YNC) se regirán por lo dispuesto en la Resolución 181495 de 2009 o las normas que la

modifiquen o sustituyan.

Artículo 3. Normas Técnicas y Estándares. En las operaciones reglamentadas en este

Decreto se deberán 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 4. Disposiciones Complementarias. Las actividades reglamentadas por el

presente Decreto 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. Los procedimientos, trabajos y trámites establecidos en el presente Decreto

deberán cumplir con los requerimientos determinados por las autoridades competentes

en materia ambiental y social.

Artículo 5. Definiciones y Siglas. Para efectos de aplicar el presente reglamento

técnico, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Abandono: Taponamiento y cierre técnico de un pozo, desmantelamiento de

construcciones y limpieza y restauración ambiental de las áreas donde se hubieren

realizado operaciones de exploración, evaluación o producción, conforme a la legislación

colombiana.

Arreglo de pozos: Conjunto de pozos, mínimo tres (3) hasta diez (10) pozos, cuya

característica está dada por la cercanía geográfica y propiedades petrofísicas similares

para maximizar la eficiencia de producción. La unidad base de liquidación de las regalías

estará limitada por la envolvente formada por las áreas de drenaje de los pozos

productores más distantes del o (los) arreglo (s) de pozos.

Colgadores de revestimiento (liner hanger) y camisa de reconexión (tie back

sleeve): Equipo utilizado al interior del revestimiento para colgar en la parte superior

la tubería de producción para permitir que la tubería quede insertada al colgador del

revestimiento que va a mantener la presión.

Desechos NORM: Materiales radiactivos naturales (NORM) para los cuales no se

prevé un uso posterior.

Estimulación hidráulica: Tratamiento a la formación de interés o productora de un pozo

a través del uso de agua con el objetivo de mejorar su productividad. Esta estimulación

se realiza a través del bombeo de un fluido compuesto por agua, químicos y arena a una

alta presión por el hueco del pozo, con el fin de inducir fracturas en la roca para aumentar

su permeabilidad.

Material Radiactivo de Origen Natural (NORM):

Material radiactivo que no contiene

cantidades significativas de radionucleidos distintos de los radionucleidos naturales.

Método de sello y bombeo: Método de mezclar y bombear un volumen determinado de

cemento al espacio anular (desplazado a través del revestimiento), por tapones de

desplazamiento de fondo y superficie, y por espaciadores y lavadores que pueden o no

ser densificados.

Microsismicidad: Sismicidad de magnitud en escala Richter de menos dos (-2) que

ocurre en fallas de tamaño menor a un (1) metro y que tiene un deslizamiento de menos

de una décima de milímetro, lo cual es imperceptible en superficie. La microsismicidad

podría ocurrir como un tipo de sismicidad desencadenada durante las actividades de

estimulación hidráulica o de inyección de aguas.

Pozo Estratigráfico: Se perfora con propósitos de reconocimiento y muestreo de la

columna estratigráfica, sin objetivo hidrocarburífero, tendiente a determinar la constitución

litológica y las propiedades físicas de la secuencia estratigráfica existente en el subsuelo.

Programa Global de Perforación: Arreglo o arreglos de pozos, que involucra su

perforación y terminación.

Prueba de Pozo(s): Periodo para determinar la capacidad productiva de la acumulación,

estimar las características petrofísicas, evaluar el área de influencia, el espaciamiento y

los posibles completamientos y tecnologías de estimulación en los pozos de yacimientos

no convencionales.

Radio de estimulación hidráulica: distancia efectiva alcanzada por la fractura

producto de la estimulación hidráulica desde el hueco del pozo. Esta distancia

usualmente es calculada utilizando programas computarizados que simulan como la

estimulación hidráulica podría tener un efecto sobre el yacimiento.

Residuo NORM: Material residual de un proceso, que contiene materiales radiactivos

naturales (NORM) o que está contaminado con ellos. Un residuo NORM puede o no

ser un desecho.

Sismicidad desencadenada: Deslizamiento sísmico catalizado por una perturbación

menor que desencadena un movimiento sismogénico en una falla geológica activa. Este

deslizamiento símico hubiera ocurrido en algún momento con la misma magnitud (sin la

presencia de la perturbación menor) como parte de un proceso geológico natural. La

sismicidad desencadenada ha sido erróneamente referenciada

como “sismicidad

inducida”, pero es la sismicidad desencadenada la que se asocia con la inyección de

fluidos o gases en el subsuelo y con la actividad de estimulación hidráulica, esta última en

menor grado y solo si dicha actividad se realiza sobre una falla activa mayor.

Sismicidad inducida: Deslizamiento sísmico que ocurre en gallas geológicas inactivas.

El evento sísmico solamente puede ocurrir en el caso que se presente una perturbación

de gran escala, y su magnitud dependerá de la magnitud de la perturbación. La

sismicidad inducida no se asocia con la inyección de fluidos o gases en el subsuelo ni

con la actividad de estimulación hidráulica.

Yacimiento Convencional: Formación rocosa donde ocurren acumulaciones de

hidrocarburos en trampas estratigráficas y/o estructurales. Se caracteriza por un sistema

natural de presión único, de manera que la producción de hidrocarburos de una parte del

yacimiento afecta la presión de reservorio en toda su extensión. Está limitado por

barreras geológicas, tales como estratos impermeables, condiciones estructurales y agua

en las formaciones, y se encuentra efectivamente aislado de cualquier yacimiento que

pueda estar presente en la misma área o estructura geológica.

Yacimiento No Convencional: Formación rocosa con baja permeabilidad primaria a la

que se le debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro

de hidrocarburos. Los yacimientos no convencionales típicos incluyen, entre otros, las

arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón, gas y petróleo

de lutitas y arenas bituminosas.

Capítulo 2

EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

Artículo 6. Clasificación de Pozos en Yacimientos No Convencionales: Los pozos en

yacimientos no convencionales se clasifican como exploratorios y de desarrollo.

Parágrafo. Toda la información relacionada con ingeniería y/o geología presentada

deberá estar firmada por un Ingeniero de Petróleos o un Geólogo, respectivamente, con

Matrícula Profesional expedida por el organismo nacional competente, de acuerdo con lo

establecido con el Código de Petróleos.

Artículo 7. Pozos Exploratorios. Pozo perforado para buscar o comprobar la existencia

de hidrocarburos en yacimientos no convencionales en un área no probada como

productora o para buscar yacimientos adicionales no conocidos. Se entiende que varios

pozos exploratorios pueden perforarse de forma cercana en la misma unidad geológica

de interés para generar interferencia entre ellos. Se deberá corazonar por lo menos un (1)

pozo de cada tres (3) exploratorios que se perforen en el área, en el evento que no se

haya realizado previamente un pozo estratigráfico.

Artículo 8. Pozos de Desarrollo. Pozo que se perfora con el propósito de contribuir a la

explotación de yacimientos no convencionales después del período de exploración y

evaluación.

Artículo 9. Sistema de Coordenadas. Toda la información relacionada con formas,

mapas, programas direccionales, entre otros, en relación con yacimientos no

convencionales, deberá presentarse en el Marco Geocéntrico Nacional de Referencia

MAGNA SIRGAS, único datum oficial de Colombia adoptado por el Instituto Geográfico

Agustín Codazzi, IGAC en la Resolución 068 del 28 de enero de 2005 o aquellas normas

que la modifiquen o sustituyan.

Artículo 10. Registros y muestreo para pozos en Yacimientos No Convencionales.

En todos los pozos para yacimientos no convencionales deberán tomarse como mínimo

los siguientes registros:

1. Rayos gamma

2. Densidad - Neutrón

3. Resistividad

4. Potencial espontáneo

5. Temperatura

Parágrafo: En etapa exploratoria exceptuando los pozos estratigráficos, se tomarán en la

zona de interés como mínimo en 3 pozos registros de imagen y 5% de corazones y

muestras. Durante la evaluación de pilotos de producción o cuando la disposición de los

pozos perforados lo permita, se deberán tomar registros de microsísmica.

Artículo 11. Pozos Estratigráficos: Para la solicitud de perforación de pozos

estratigráficos, el contratista deberá enviar:

1. Geología regional: Informe donde se establezca, entre otros aspectos, la historia

geológica, la distribución de las rocas, los yacimientos y tectónica de la región o

cuenca.

2. Geología estructural: Informe con el análisis e interpretación de las estructuras

tectónicas del bloque.

3. Estratigrafía: Descripción de cada una de las formaciones geológicas presentes en

el área del bloque.

4. Mapa geográfico de localización, como mínimo a escala 1:25.000.

5. Mapa estructural generalizado en profundidad del área, al tope de alguna de las

formaciones de interés, como mínimo a escala 1:25.000.

6. Dos (2) líneas sísmicas perpendiculares interpretadas cercanas al pozo, con su

respectivo análisis de velocidad.

7. Programa completo de registros, teniendo en cuenta que se deben correr desde

superficie hasta profundidad total.

8. Programa detallado de corazonamiento

9. Programa detallado de la toma de muestras, desde profundidad total hasta

superficie.

Parágrafo 1. Durante la perforación de pozos estratigráficos se debe garantizar, al

menos, la recuperación de testigos laterales (sidewall core), con intervalos máximos de

20 pies de la secuencia estratigráfica. La extracción de testigos laterales deberá iniciar

desde 300 pies medidos a partir de la superficie del terreno, y en todo caso el último

testigo debe realizarse a un (1) pie del fondo del pozo. En la(s) zona(s) de interés se

tomarán corazones como mínimo del 70% de la columna de la formación.

Parágrafo 2. En los pozos estratigráficos no se podrá realizar ningún tipo de actividad

cuyo propósito no sea exclusivamente el reconocimiento y muestreo de la columna

estratigráfica, con el único objeto de determinar la constitución litológica y las

propiedades físicas de la secuencia estratigráfica existente en el subsuelo. Una vez se

alcance la profundidad final deseada y se tomen los registros exigidos, el pozo deberá

ser taponado y abandonado.

Artículo 12. Abandono de pozos estratigráficos. Para el abandono de los pozos

estratigráficos bastará con la instalación de un tapón de cemento en superficie de no

menos de 50 pies y una placa de material resistente al ambiente donde esté ubicado el

pozo, en la cual se especifique:

a. Nombre del contrato y nombre del pozo.

b. Empresa contratista

c. Clasificación del pozo

d. Coordenadas de superficie

e. Fecha de inicio y de terminación del pozo

Parágrafo: Los pozos estratigráficos podrán ser utilizados como productores únicamente

en la etapa de desarrollo, previo el cumplimiento de los requerimientos para intervención

de pozos.

Artículo 13. Requerimientos de Cementación para Pozos Exploratorios y de

Desarrollo. La cementación de pozos exploratorios y de desarrollo de yacimientos no

convencionales deberá cumplir los siguientes requisitos

1. Requerimientos para revestimiento conductor y superficial

a. Los revestimientos superficial y conductor deberán cementarse hasta

superficie

b. La cementación debe ser realizada utilizando el método de bombeo y sello.

c. El revestimiento superficial debe ser sentado hasta una profundidad no menor

de 150 pies por debajo del acuífero aprovechable para consumo humano más

profundo encontrado.

d. El revestimiento de superficie deberá a estar instalado a una profundidad

suficiente para mantener cualquier presión anticipada para controlar patadas

de pozo o eventos no planeados de flujo de agua o hidrocarburos.

e. En caso que se encuentren condiciones geológicas imprevistas (acuíferos

salinos cercanos a acuíferos aprovechables) se deberá sentar el revestimiento

de superficie antes de esta condición geológica y así aislar el acuífero

aprovechable con el siguiente revestimiento y trabajo de cementación.

f. El revestimiento superficial debe ser colocado con un traslape mínimo del 5%

de la profundidad del siguiente revestimiento proyectado a menos que haya

razones específicas geológicas o de ingeniería que lo impidan.

g. Se deben correr registros de CBL en el revestimiento superficial para confirmar

que la cementación fue exitosa.

h. Si el cemento no circula hasta superficie durante las operaciones iniciales de

cementación o si hay evidencia de cualquier cementación defectuosa:

i.

Se debe notificar inmediatamente al Ministerio de Minas y Energ

ía o a quien haga sus veces en la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos,

con un plan de acción correctivo.

ii.

Las operaciones de perforación deben ser suspendidas hasta que el

revestimiento superficial este adecuadamente cementado.

iii.

Una vez ejecutada la acción correctiva se debe enviar al Ministerio de

Minas y Energía

o a quien haga sus veces en la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos

un nuevo

registro de CBL demostrando que la cementación fue exitosa.

i. Dentro de los 20 pies siguientes a la perforación del zapato del revestimiento

superficial mientras la formación geológica lo permita o hasta que se encuentre

formación virgen se debe realizar una prueba de integridad de la formación

para establecer la presión de ruptura de la formación en el zapato.

j. El cemento debe estar diseñado para alcanzar una resistencia compresiva de

2.100 kPa en 24 horas y 5.500 kPa en 72 horas.

2. Requerimientos para el revestimiento intermedio

a. El revestimiento intermedio debe ser cementado hasta por lo menos 500 pies

por encima del zapato del mismo o por lo menos a 200 pies del espacio anular

del último revestimiento, dependiendo del completamiento utilizado.

b. La cementación debe ser realizada utilizando el método de bombeo y sello.

c. Se deben correr registros de CBL del revestimiento intermedio para confirmar

que la cementación haya sido exitosa.

d. Si hay evidencia de cualquier cementación defectuosa:

i.

Se debe notificar inmediatamente al Ministerio de Minas y Energía o a

quien haga sus veces en la fiscalización de las actividades de

exploración y explotación de hidrocarburos con un plan de acción

correctivo.

ii.

Las operaciones de perforación deben ser suspendidas hasta que el

revestimiento intermedio esté adecuadamente cementado.

iii.

Una vez ejecutada la acción correctiva se debe enviar al Ministerio de

Minas y Energ

ía

o a quien haga sus veces en la fiscalización de las

actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, un nuevo

registro de CBL demostrando que la cementación fue exitosa.

e. Si se han penetrado zonas que contienen crudo, gas o agua, el revestimiento

intermedio debe ser cementado de manera que sea sellada la totalidad de los

horizontes productivos y prevenir la migración de fluidos dentro del espacio

anular.

f. Dentro de los 20 pies siguientes a la perforación del zapato del revestimiento

superficial mientras la formación geológica lo permita o hasta que se encuentre

formación virgen se debe realizar una prueba de integridad de la formación

para establecer la presión de ruptura de la formación en el zapato.

g. El cemento debe estar diseñado para alcanzar una resistencia compresiva de

2.100 kPa en 24 horas y 5.500 kPa en 72 horas.

3. Revestimiento Productor

a. El revestimiento productor debe ser cementado hasta por lo menos 500

pies por encima del zapato del revestimiento intermedio o por lo menos

a 200 pies del espacio anular del último revestimiento, dependiendo del

completamiento utilizado.

b. La cementación debe ser realizada utilizando el método de bombeo y

sello.

c. Para revestimientos de producción en pozos horizontales la

cementación debe realizarse de acuerdo con los numerales 3 a y 3 b

del presente artículo, y las zonas productivas podrán ser aisladas

utilizando empaques (a discreción del operador), para el sellamiento de

las zonas productivas en el anular del revestimiento de producción.

i. En caso que el operador decida utilizar empaques en el

revestimiento o en la tubería de producción, se debe utilizar una

herramienta de cementación multietapas por encima del tope del

empaque exterior y se debe cementar hasta llenar en anulo del

revestimiento de producción al menos 500 pies por encima de la

zona productiva más superficial.

d. El cemento debe estar diseñado para alcanzar una resistencia

compresiva de 2.100 kPa en 24 horas y 5.500 kPa en 72 horas.

e. Se deben correr registros de CBL para confirmar que la cementación

fue exitosa.

f. Si hay evidencia de cualquier cementación defectuosa:

i. Se debe notificar inmediatamente al Ministerio de Minas y

Energía o a quien haga sus veces en la fiscalización de las

actividades de exploración y explotación de hidrocarburos con

un plan de acción correctivo.

ii. Las operaciones de perforación deben ser suspendidas hasta

que el revestimiento productor esté adecuadamente cementado.

iii. Una vez ejecutada la acción correctiva se debe enviar al

Ministerio de Minas y Energ

ía

o a quien haga sus veces en la

fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos, un nuevo registro de CBL demostrando que la

cementación fue exitosa.

Artículo 14. Requerimientos de pruebas de presión y estimulación hidráulica. Las

pruebas de presión y estimulación hidráulica para la exploración y producción de

yacimientos no convencionales deberán adelantarse con base en el siguiente

procedimiento:

a. Previo a las actividades de estimulación hidráulica el operador debe

realizar pruebas de presión a todos los revestimientos.

b. El operador debe monitorear la presión del espacio anular de todos los

revestimientos de manera permanente durante las actividades de

estimulación hidráulica. En el evento que la presión del anular aumente

a 1.400 kPa, las operaciones de estimulación hidráulica deberán ser

suspendidas de manera inmediata y notificar en el menor tiempo

posible al Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces en la

fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos.

c. En caso que las presiones indiquen que hay comunicación entre el

fluido de estimulación hidráulica y el anular del revestimiento el

operador deberá:

i. Suspender las actividades de estimulación hidráulica

ii. Notificar de manera inmediata al Ministerio de Minas y Energía o

a quien haga sus veces en la fiscalización de las actividades de

exploración y explotación de hidrocarburos

iii. Realizar las acciones correctivas

iv. Notificar y enviar evidencia del éxito de la implementación de las

acciones correctivas previo al reinicio de las actividades de

estimulación hidráulica.

d. No se podrá realizar estimulación hidráulica a menos de 550 metros

verticales del fondo de un acuífero aprovechable para consumo

humano.

e. No se podrá realizar estimulación hidráulica en un pozo que se

encuentre a menos de 200 metros de distancia en superficie de un pozo

de agua de abastecimiento.

f. La forma 7CR debe contener en el programa detallado de trabajo a

realizarse lo siguiente:

i. Una discusión completa del diseño con el cronograma anticipado

de la estimulación hidráulica incluyendo:

1. Volúmenes

de

cada

etapa,

aditivos

químicos,

concentraciones de arena y presiones anticipadas de

fractura.

2. El radio de estimulación hidráulica proyectado para cada

etapa

ii. Línea base del fondo radiactivo natural (background) y describir

el tipo de medidas que se adoptarían en caso de que los niveles

de actividad fuesen superiores a los niveles de exención o

dispensa establecidos en la reglamentación vigente (Resolución

180005 de 2010) o en la norma que lo modifique o sustituya.

iii. Un análisis de la construcción del hueco de perforación (well

bore) que será estimulado:

1. El método de aislamiento por zonas a ser utilizados

durante el procedimiento de estimulación hidráulica

incluyendo la altura del cemento del anular y los

empaques.

2. Un análisis de como la resistencia de los revestimientos

será suficiente para contener las presiones anticipadas de

la estimulación hidráulica.

iv. Un mapa mostrando:

1. El mapa debe mostrar la ubicación de los pozos de agua

y de hidrocarburos dentro de una distancia a 3 veces el

radio estimado de la estimulación hidráulica.

2. Se debe proveer información sobre cada uno de estos

pozos, la profundidad del acuífero aprovechable para

consumo humano más profundo en el área, detalles de

construcción del hueco de perforación (well bore) y si los

pozos están todavía activos o su estado de abandono.

3. Cualquier falla geológica a cualquier profundidad dentro

de 3,2 km (2 millas) de radio de un pozo de exploración o

de producción.

4. Cualquier evidencia histórica de sismicidad dentro de 16

km del pozo exploración o producción propuesto.

v. Basado en la información anterior se debe incorporar un análisis

de riesgos que contenga:

1. El riesgo de estimular hidráulicamente un nuevo pozo.

2. El riesgo de estimular hidráulicamente un nuevo pozo con

base en la ubicación, profundidades y construcción de

pozos existentes en un área de 3 veces el radio esperado

de la estimulación hidráulica.

Parágrafo 1. Con el fin de prevenir los impactos de comunicación entre pozos el

operador adicionalmente deberá:

a. Notificar a todos los operadores de pozos de hidrocarburos existentes y en caso

que estén abandonados notificar al dueño del predio, que se encuentren dentro de

un área de 3 veces el radio esperado de operaciones de estimulación hidráulica.

b. El operador debe cooperar con los planes de mitigación para los pozos de

hidrocarburos que se identifiquen en riesgo de intercomunicación durante la

estimulación hidráulica.

c. Se debe monitorear la potencial intercomunicación de pozos que hayan sido

identificados en el análisis de riesgos de acuerdo con el inciso f.v.2 del presente

artículo.

Parágrafo 2: No se permitirá realizar estimulación hidráulica a 3 veces el radio de

fractura de una falla que tenga un tamaño mayor o igual a 1 km.

Artículo 15. Monitoreo. El operador deberá realizar monitoreo de:

a. Material Radiactivo de Origen Natural (NORM) que pueda estar presente en los

lodos de perforación o en tubería durante, y/o en el fluido de retorno, solidos

del fluido de retorno y agua de producción. En caso que los niveles de

actividad medidos sean superiores a los niveles de exención o dispensa

establecidos (Resolución 180005 de 2010) o en la norma que lo modifique o

sustituya y se deberán aplicar las acciones contempladas en la reglamentación

vigente para las prácticas con materiales radiactivos.

b.

Se deberá realizar una línea base y monitoreo permanente de microsismicidad

durante las actividades de estimulación hidráulica de acuerdo con las

especificaciones que establezca el Servicio Geológico Colombiano para tal fin

Artículo 16. Requerimientos para pozos inyectores de fluido de retorno y agua de

producción pozos de YNC

1. Requerimientos de información geológica

La solicitud del permiso para perforar mediante la forma 4CR para pozos inyectores

deberá ser acompañada por soportes que demuestren que la formación geológica

objetivo cuente con características geológicas que restrinjan la migración de fluidos hacia

acuíferos aprovechables para consumo humano u otras formaciones, suministrando la

siguiente información:

a. Una revisión de la geología que incluya:

a. La formación geológica propuesta para la inyección

b. La extensión lateral, porosidad y permeabilidad de la formación geológica

para la inyección

c. Cualquier falla geológica a cualquier profundidad dentro de 3,2 km (2

millas) de radio de un pozo de inyección

d. Cualquier evidencia histórica de sismicidad dentro de 16 Km del pozo de

inyección propuesto.

e. Un well log del área indicando la profundidad y aislamiento de la zona de

inyección y de otras formaciones geológicas importantes.

b. Se debe incluir un Área de Revisión a un radio de 3,2 km (2 millas) del pozo

inyector para la cual se debe suministrar:

a. La ubicación y profundidad de los pozos de agua en el área de revisión

b. La ubicación y profundidad de todos los pozos de hidrocarburos en el área

de revisión que estén produciendo, suspendidos, taponados y/o

abandonados.

c. Con base en la información anterior realizar y proveer un análisis de riesgo que

contenga:

a. El riesgo de la inyección de fluidos de afectar acuíferos aprovechables para

consumo humano o la posibilidad de migración de fluidos a otras

formaciones diferentes a las sujetas a aprobación para inyección.

b. El riesgo de la inyección de fluidos de afectar acuíferos aprovechables para

consumo humano o la posibilidad de migración de fluidos a otras

formaciones diferentes a las sujetas a aprobación, basado en la ubicación,

profundidades y construcción de pozos existentes en el área que se

encuentren a 3,2 km (2 millas) del pozo inyector.

c. El riesgo de inyección de causar microsismicidad desencadenada por

presencia de fallas geológicas activas en el área y cualquier referente

histórico de sismicidad en la región. Específicamente se debe explicar

cómo se escogió la formación para minimizar este riesgo y cómo se

adaptará el proceso de inyección para minimizar el aumento de presión.

2. Requerimientos de construcción

a. Los revestimientos conductor y superficial deben ser cementados hasta

superficie y el revestimiento superficial debe estar mínimo 150 pies por debajo

del acuífero aprovechable para consumo humano más profundo encontrado.

b. La inyección puede realizarse a través de un sistema de tubería de inyección y

empaques en cuyo caso:

a. Los empaques deberán estar sentados a una profundidad no mayor a

100 pies sobre la zona de inyección, y deben tener un espacio anular

entre la tubería y el revestimiento para permitir el monitoreo de presión

durante la operación del pozo.

b. El aislamiento de los fluidos inyectados debe realizarse a través del uso

de revestimientos centralizados mecánicamente y asegurados con

cemento a una altura no inferior a 300 pies por encima del tope de la

zona de inyección.

c. En caso de que la inyección se realice a través de sistemas que no utilicen

empaques, todos los revestimientos deberán estar cementados hasta

superficie.

d. En caso de utilizar colgadores del revestimiento y camisa de reconexión (tie

back) deberá tener una tubería que corra desde el empaque hasta superficie a

la camisa de reconexión (tie back sleeve) y deberá tener un espacio anular

entre la tubería y el revestimiento para permitir monitoreo de presión durante

las operaciones de inyección.

e. La prueba de integridad de los revestimientos deberá ser a una presión igual a

la presión máxima de inyección alcanzable, o como mínimo a una presión de

300 psi durante 15 min con una caída de presión no superior al 5%.

Pruebas iniciales

a. Antes del inicio de las operaciones de inyección, deberá verificarse la

integridad mecánica del pozo para asegurar que no existan fugas en el

sistema, ni movimiento de fluidos a través de canales verticales

adyacentes al revestimiento que puedan llegar a afectar acuíferos

aprovechables para consumo humano. Para tal fin podrán utilizarse

registros de temperatura, de integridad del cemento y trazadores, entre

otros.

b. Se deben enviar los registros de integridad de cementación y de

revestimiento al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces

en la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos, con su debida interpretación para que sean aprobados

previo al inicio de operaciones, y previo a las pruebas de inyectividad.

Tanto para pozos inyectores nuevos como para pozos a convertir de

productores a inyectores.

c. El operador del pozo inyector debe notificar al Ministerio de Minas y

Energía o a quien haga sus veces en la fiscalización de las actividades

de exploración y explotación de hidrocarburos, sobre la fecha en que

iniciaran las pruebas de inyectividad y las operaciones de inyección.

3. Límites de operación

a. La presión de inyección en cabeza de pozo deberá calcularse de forma tal que

se asegure que durante la inyección no se generen nuevas fracturas o se

propaguen las existentes en las zonas adyacentes a los acuíferos

aprovechables para consumo humano.

b. La presión de inyección en cabeza de pozo no deberá ser mayor al 90% de la

presión de fractura de la formación. En caso de que por las condiciones de

operación, dicha presión llegase a alcanzar el equivalente al 95% de la presión

de fractura, las operaciones deberán suspenderse hasta que se determine la

causa del incremento y se realicen las acciones correctivas correspondientes.

4. Monitoreo

a. Los volúmenes y presiones promedio deberán ser registrados y reportados al

Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en la fiscalización de las

actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, mediante la Forma 21.

b. Todos los pozos inyectores deberán ser equipados con medidores de presión,

calibrados según las buenas prácticas de la industria y las recomendaciones del

fabricante, en cada uno de los anulares.

c. La integridad mecánica del sistema deberá ser valorada por el operador del pozo

por lo menos una vez cada tres (3) años.

d. Se deberá realizar monitoreo permanente de microsismicidad durante la vida del

pozo de acuerdo con las especificaciones que establezca el Servicio Geológico

Colombiano para tal fin.

5. Requerimientos adicionales para pozos a convertir como inyectores

a. Se deben correr registros de tope de cemento y CBLs por revestimiento.

b. Si el revestimiento superficial no ha sido cementado a superficie o si no se

observa que el cemento retorne a la superficie, se debe correr un logging de

ubicación del tope de cemento y revestir hasta superficie.

c. Cualquier formación geológica abierta que no vaya a ser utilizada para

inyección deberá ser aislada a través de tapones de cemento y abandonada.

Estos deben ser probados a una presión de 1,25 veces la presión máxima de

inyección.

Artículo 17. Suspensión de actividades de operación: El operador deberá

suspender las actividades de operación para los siguientes casos

a. Cuando se presenten fallas en pruebas de integridad se debe realizar un cierre

automático del pozo y suspensión de operaciones hasta tanto los problemas sean

corregidos y notificar de manera inmediata al Ministerio de Minas y Energía o a

quien haga sus veces en la fiscalización de las actividades de exploración y

explotación de hidrocarburos.

b. En pozos inyectores, si las presiones del anular igualan el 20% del promedio de la

presión de inyección el operador debe suspender las operaciones de inyección y

notificar de manera inmediata al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus

veces en la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos.

c. Si se presenta un evento sísmico de magnitud mayor o igual a 4 en la escala de

Richter, cuyo epicentro este ubicado dentro del área cuyo radio en torno al pozo

de inyección sea de 3,2 km (2 millas) y a una profundidad hipocentral menor de 16

km, se deberán suspender las operaciones de inyección e informar

inmediatamente al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en la

fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y al

Servicio Geológico Colombiano.

d. En caso de que ocurra una sismicidad superficial cuyo epicentro este ubicado

dentro del área cuyo radio en torno al pozo de inyección sea de 3,2 km (2 millas) y

que sea reportada como percibida por la población que habita dentro de tal área,

independiente del umbral de magnitud establecido en el punto anterior, se

deberán suspender las operaciones de inyección o estimulación hidráulica e

informar inmediatamente al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus

veces en la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos y al Servicio Geológico Colombiano

e. En cualquier de estos los casos de los incisos c y d del presente artículo el

operador deberá:

i. Realizar las acciones correctivas

ii. Notificar y enviar evidencia del éxito de la implementación de las

acciones correctivas previo al reinicio de las actividades de

inyección.

f. En cualquiera de estos casos el Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus

veces en la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos podrá imponer los siguientes requerimientos adicionales a los pozos

inyectores:

i. Monitoreo especial de presión para establecer la presión de poro de

la formación.

ii. Reducción del volumen de inyección aprobado

iii. Implementación de un cronograma de inyección periódica.

Artículo 18. Inspecciones: Los operadores deberán notificar al Ministerio de Minas y

Energía o a quien haga sus veces en la fiscalización de las actividades de exploración y

explotación de hidrocarburos, con al menos 24 horas de antelación sobre las siguientes

actividades, con el fin de ser objeto de inspección en campo a discreción de estas

autoridades.

1. Para los pozos de exploración y producción:

a. Inicio de la construcción del pozo

b. Corrida y cementación del revestimiento superficial

c. Pruebas a las preventoras durante la instalación inicial y durante pruebas

subsiguientes

d. Durante las pruebas de integridad del revestimiento intermedio

e. Durante el corrido y la cementación del revestimiento de producción

f. Durante las pruebas de presión del anulo del revestimiento de producción.

g. Operaciones de estimulación hidráulica

h. Funcionamiento de la red sismológica de monitoreo de la microsismicidad local,

con control de tiempo universal (UT).

2. Para los pozos inyectores:

a. Inicio de la construcción del pozo

b. Corrida y cementación del revestimiento superficial

c. Durante las pruebas de integridad del revestimiento intermedio

d.

Durante el corrido y la cementación del revestimiento de “producción”

e. Durante las pruebas de presión del anulo del revestimiento de producción.

f. Inicio de las pruebas de inyectividad.

g. Funcionamiento de la red sismológica de monitoreo de la microsismicidad local,

con control de tiempo universal (UT).

Parágrafo. Para las actividades del numeral 1 incisos g y h y numeral 2 incisos f y g del

presente artículo se deberá adicionalmente notificar al Servicio Geológico Colombiano.

Artículo 19. Programa Global de Perforación. Para la perforación de uno o varios

arreglos de pozos, la compañía operadora podrá requerir permiso a través de una sola

solicitud, presentando un programa general para la perforación.

Este requerimiento debe incluir, junto con el permiso para el inicio de perforación, un

listado que incluya la siguiente información:

a. Nombre(s) del (los) arreglo(s).

b. Nombre del contrato

c. Nombre (s) del (los) pozo(s)

d. Clasificación

e. Coordenada Norte de superficie (Magna sirgas)

f. Coordenada Este de superficie (Magna sirgas)

g. Coordenada Norte de fondo (Magna sirgas)

h. Coordenada Este de fondo (Magna sirgas)

i. Fecha aproximada de inicio de perforación (dd-mm-aa)

j. Elevación del terreno sobre el nivel del mar

k. Distancia en superficie del pozo al lindero más cercano. (metros)

l. Distancia en fondo del pozo al lindero más cercano (metros)

m. Profundidad vertical total aproximada (pies)

n. Profundidad desviada total aproximada (pies)

o. Formación y/o formaciones objetivo

p. Profundidad del tope de la(s) formación(es) objetivo (pies)

q. Equipo de perforación

r. Tubería(s) de revestimiento, incluyendo diámetro(s) de pozo, diámetro(s) de

revestimiento, profundidad(es) en pies, tope(s) del cemento.

s. Programa direccional detallado con profundidades y coordenadas desde superficie

hasta el fondo de cada uno de los pozos.

Los mapas estructurales, de arena neta, facies, entre otros, deben ser entregados en

profundidad “True Vertical Deep – TVD” para cada formación o formaciones objetivo.

Artículo 20. Terminación oficial: finalizada la perforación del último pozo de cada

programa global, dentro de los treinta días (30) calendario siguientes, el contratista

enviará a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga

sus veces en la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de

hidrocarburos, el Informe de terminación oficial debidamente diligenciado, que contenga:

a. Nombre del (los) arreglo(s)

b. Nombre del (los) pozo(s)

c. Nombre del contrato

d. Tipo de pozo (inyector y/o productor)

e. Coordenada Norte de superficie (Magna sirgas)

f. Coordenada Este de superficie (Magna sirgas)

g. Coordenada Norte de fondo (Magna sirgas)

h. Coordenada Este de fondo (Magna sirgas)

i. Fecha de inicio de perforación (dd-mm-aa)

j. Fecha de terminación de perforación (dd-mm-aa)

k. Fecha de terminación del completamiento (dd-mm-aa)

l. Elevación del terreno sobre el nivel del mar

m. Profundidad vertical total aproximada (pies)

n. Profundidad desviada total aproximada (pies)

o. Formación o formaciones atravesadas.

p. Profundidad de tope y base de la(s) formación(es) atravesadas (pies)

q. Intervalos acuíferos encontrados

r. Tubería(s) de revestimiento, incluyendo diámetro(s) de pozo, diámetro(s) de

revestimiento, profundidad(es) (pies), tope(s) del cemento.

s. Registros tomados en cada uno de los pozos. Éstos se deben remitir en formato

digital.

t. Programa direccional final detallado con profundidades y coordenadas desde

superficie hasta el fondo de cada uno de los pozos.

Artículo 21. Prueba de Pozo(s). El contratista deberá presentar a la Dirección de

Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus veces, el programa de

pozos a probar, el espaciamiento entre ellos y un mapa del área de interés superpuesto

al de entes territoriales (municipios). Las pruebas tendrán una duración máxima de dos

(2) años, prorrogables de acuerdo con los compromisos contractuales pactados.

Para realizar la prueba de los pozos en yacimientos no convencionales, se debe informar

a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía o quien haga sus

veces, las facilidades a utilizar, las cuales deberán ser instaladas bajo el cumplimiento de

las normas técnicas establecidas en el presente reglamento y en las demás normas

nacionales e internacionales que regulen la materia. El cumplimiento mencionado será

verificado directamente por la mencionada Dependencia, o quien haga sus veces en la

fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, o mediante

mecanismos de inspección certificados.

Los resultados de las pruebas deberán reportarse mensualmente con el fin de mantener

informado al Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces en la fiscalización de

las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, de los resultados

obtenidos.

Parágrafo. La infraestructura de estas facilidades podrá ser modular, siempre que no

cause interferencia con alguna otra actividad económica que se realice en el área en la

cual se instalan.

Artículo 22. Inicio de Explotación para Yacimientos No Convencionales. Para dar

inicio a la explotación de un determinado yacimiento no convencional, el contratista

deberá solicitar a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o

quien haga sus veces en materia de fiscalización de las actividades de exploración y

explotación de hidrocarburos, el inicio de explotación para cada uno de los yacimientos,

adjuntando la siguiente información:

a. Declaración de Comercialidad radicada ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos

b. Geología del área

c. Análisis de los resultados de las pruebas

d. Diseño de las facilidades de producción

e. Mapa definitivo del área comercial, superpuesto al de entes territoriales indicando

el porcentaje en acres para cada uno de ellos.

f. Polígono con coordenadas Norte y Este del área solicitada (Magna Sirgas)

g. Análisis del riesgo operacional

h. Licencia global ambiental y copia de las autorizaciones o aprobaciones

correspondientes, sin perjuicio de otros documentos o información que sean

requeridos.

Las facilidades, 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 debidamente calibrados y certificados por las entidades

competentes, información que debe estar a disposición de la Dirección de Hidrocarburos

del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces en la fiscalización de las

actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Todos los requerimientos antes mencionados son de estricto cumplimiento con el fin de

proceder con el inicio de explotación respectivo.

Parágrafo. Los inicios de explotación serán autorizados por la Dirección de

Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía, o quien haga sus veces en la

fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, a través de

Resolución debidamente motivada y previo el cumplimiento de los requisitos señalados

en las disposiciones legales y contractuales vigentes.

ARTÍCULO 23.

Almacenamiento y disposición de Material Radiactivo de Origen

Natural (NORM) presente en cortes, sólidos, tubería, fluido de retorno o agua de

producción durante la E&P de YNC. En el evento en que los niveles de actividad de

los Materiales Radiactivos de Origen Natural (NORM) superen los niveles de actividad

establecidos para exención o dispensa éstos deberán ser tratados de conformidad

con lo establecido en la reglamentación vigente para las prácticas con materiales

radiactivos.

El almacenamiento de residuos de Materiales Radiactivos de Origen Natural (NORM)

deberá hacerse de acuerdo con lo establecido en el Reglamento para la Gestión de

Desechos Radiactivos (Resolución 180005 de 2010) o en la norma que lo modifique o

sustituya.

En caso de ser necesario el transporte de los residuos NORM deberá hacerse de

conformidad con los requisitos establecidos en el Reglamento de Transporte Seguro

de Material Radiactivo (Resolución 181682 de 2005) o en la norma que lo modifique o

sustituya y de las demás regulaciones nacionales e internacionales aplicables.

Artículo 24. Quema de Gas. Para desarrollar esta actividad se tendrá en cuenta lo

dispuesto en la Resolución 18 1495 de 2009, especialmente lo previsto en los Artículos

52 y 53 del Título VI – Control de Yacimientos o en aquellas disposiciones que sobre el

particular se expidan.

Artículo 25. Acuerdos Operacionales. Dentro del término de seis (6) meses contados a

partir de la fecha de expedición del presente Decreto, el Gobierno Nacional expedirá las

normas que establezcan el procedimiento, términos y condiciones que deberán observar

los titulares mineros y los contratistas de hidrocarburos para llevar a cabo acuerdos

operacionales ante la existencia de superposición parcial o total en las actividades de

exploración y explotación de recursos naturales no renovables de manera concurrente.

Parágrafo 1º. La reglamentación que se expida deberá establecer los parámetros para

obtener el aprovechamiento máximo del gas metano asociado a mantos de carbón.

Parágrafo 2º. En la disposición que se expida para los efectos señalados en el presente

Artículo, se establecerá el procedimiento para la intervención del Ministerio de Minas y

Energía en el evento en que los concesionarios no lleguen a ningún acuerdo, conforme lo

dispone el Artículo 8º de la Ley 1274 de 2009.

Artículo 26. Vigencia. El presente Decreto rige a partir de la fecha de su publicación en

el Diario Oficial y deroga la Resolución 18 0742 de 2012 y demás normas que le sean

contrarias.

Dado en Bogotá D.C., a

AMILCAR ACOSTA MEDINA

ANEXO

Figura No. 1. Esquema de requerimientos técnicos pozos de exploración y

producción

Figura No. 2. Esquema de requerimientos técnicos del revestimiento intermedio

de aislamiento de formaciones productoras y en caso de utilizar empaques en

tubería de producción.