ANH - Circular 7 de 2022

CIRCULAR No.

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PARA: COMPAÑÍAS OPERADORAS DE CONTRATOS DE ASOCIACIÓN,

CONTRATOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN (E&E), CONTRATOS

DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (E&P), CONVENIOS DE

EXPLOTACIÓN, CONVENIOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN,

CONCESIÓN YALEA Y PROPIEDAD PRIVADA VELASQUEZ.

DE: VICEPRESIDENTE DE OPERACIONES, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES ASUNTO: ALCANCE A LA CIRCULAR No. 0025 DEL 3011-2021 - REQUERIMIENTO DE

INFORMACION EN TÉRMINOS DEL DECRETO 1142 DEL 23 DE SEPTIEMBRE

DE 2021. El Decreto 1142 del 23 de septiembre de 2021 estableció que la Agencia Nacional de Hidrocarburos, teniendo en cuenta la definición del área del yacimiento, señalará mediante resolución, la ubicación de cada yacimiento productor de un campo y, en el caso que sea compartido por más de una entidad territorial, el porcentaje de participación en la distribución de regalías y compensaciones que corresponda a cada entidad territorial en cada yacimiento; para el efecto, igualmente determinó:

compartido por más de una entidad territorial, el porcentaje de participación en la distribución de regalías y compensaciones que corresponda a cada entidad territorial en cada yacimiento; para el efecto, igualmente determinó: ³ArWtcXlo 3.1.1.1.2. Definiciones. Para los fines del presente capítulo se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: («)

2. Área del Yacimiento de Hidrocarburos: Es el área procedente del mapa estructural o de curvas de isonivel al tope de la formación productora de un yacimiento de hidrocarburos, delimitada por los bordes de la trampa la cual está definida por el nivel de contacto agua-hidrocarburos hallado o el nivel más bajo conocido de hidrocarburos, fallas, plegamientos, cambios de facies, roca sello o cualquier otro evento geológico que no permita la transferencia de fluidos a través de él.

Para todos los efectos de este capítulo, es decir, para determinar los porcentajes de participación de las entidades territoriales que comparten yacimientos, se tendrá en cuenta la proyección en superficie del Área del Yacimiento de Hidrocarburos. («)

4. Campo: Cuando se trate de producción de hidrocarburos, se entenderá como el área en cuyo subsuelo existen uno o más yacimientos.

5. Producción de Hidrocarburos: Se refiere al volumen producido de un yacimiento, en barriles de

petróleo y/o al volumen de gas en pies cúbicos, medidos en condiciones estándar.Avenida Calle 26 N° 59 - 65 Piso 2 Edificio de la Cámara Colombiana de la Infraestructura Bogotá D.C . - Colombia. Código postal: 111321

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7. Yacimiento Convencional de Hidrocarburos: Formación rocosa donde 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 yacimiento que pueda estar presente en la misma área o estructura geológica.

(«)

9. Zona de explotación: Para efectos de lo dispuesto en el artículo 39 de la Ley 2056 de 2020, se entenderá por Zona de Explotación costa afuera, la ubicación en el lecho marino del pozo de hidrocarburos, es decir, boca de pozo. («) Así las cosas, para efectos de definir el Área de cada Yacimiento de Hidrocarburos de todos los campos del país, el mencionado decreto estableció: ³Artículo 3.1.1.1.5. Definición del Área del Yacimiento de Hidrocarburos . Para efectos de determinar el porcentaje de participación en regalías y compensaciones generadas por la producción de un yacimiento ubicado en dos o más entidades territoriales o en espacios marítimos jurisdiccionales que beneficien a dos o más entidades territoriales, la Agencia

determinar el porcentaje de participación en regalías y compensaciones generadas por la producción de un yacimiento ubicado en dos o más entidades territoriales o en espacios marítimos jurisdiccionales que beneficien a dos o más entidades territoriales, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, definirá el porcentaje del Área del Yacimiento de Hidrocarburos que se encuentre ubicada en cada una de las entidades territoriales. En el caso de los yacimientos localizados en los espacios marítimos, la definición del porcentaje se realizará previa delimitación de la Dirección General Marítima (DIMAR). Lo anterior, con base en la siguiente información, la cual deberá ser suministrada por la compañía operadora del campo de producción:

1. Mapa estructural del yacimiento proyectado verticalmente. El área proyectada del yacimiento comprenderá el menor número posible de vértices, cuya delimitación debe estar referida al datum MAGNASIRGAS con proyección al origen central establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC). Para yacimientos ubicados en áreas marinas, la delimitación debe realizarse con base en el sistema de coordenadas utilizado por la Dirección General Marítima (DIMAR)

2. Mapa de la división político-administrativa establecida por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi (IGAC) de las entidades territoriales involucradas en la distribución del yacimiento, cuyas coordenadas deben estar referidas al datum MAGNA - SIRGAS con proyección al origen central establecido por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi

(IGAC). Para yacimientos ubicados en áreas marinas, dicho mapa debe elaborarse con base en el sistema de coordenadas utilizado por la Dirección General Marítima (DIMAR).CIRCULAR No.

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3. Mapa de superposición de los mapas anteriormente referidos.

4. Señalamiento en kilómetros cuadrados (km2) y porcentual del área del yacimiento que corresponde a cada entidad territorial.

Parágrafo 1°. La información espacial deberá presentarse tanto en formato análogo como digital, en la forma exigida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización. Parágrafo 2°. La información señalada en el presente artículo será entregada por la compañía operadora a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalizaciyn, junto con la solicitud de aprobaciyn del Formulario 6 ³Informe de Terminaciyn Oficial, o el documento establecido para el efecto, del pozo descubridor del Yacimiento de Hidrocarburos. Parágrafo 3 °. La información a la que se refiere el presente artículo deberá ser actualizada en los siguientes eventos:

1. Cuando la compaxía operadora presente el Formulario 6 ³Informe de Terminaciyn Oficial, o el que haga sus veces, para cada uno de los pozos exploratorios.

los siguientes eventos:

1. Cuando la compaxía operadora presente el Formulario 6 ³Informe de Terminaciyn Oficial, o el que haga sus veces, para cada uno de los pozos exploratorios.

2. Cuando la compañía operadora considere necesario actualizar las coordenadas del yacimiento de acuerdo con la nueva información adquirida a través de la perforación de pozos exploratorios, en este caso presentará el For mulario 6 ³Informe de Terminaciyn Oficial, o el que haga sus veces, con la actualización de las coordenadas del yacimiento, informando así a la entidad fiscalizadora.

3. Cuando la compañía operadora presente el Informe Técnico Anual.

4. Cuando la compañía operadora solicite el inicio de explotación del campo.

5. Cuando la Agencia Nacional de Hidrocarburos, o quien haga sus veces en materia de fiscalización, así lo solicite.

Fecha de Entrega de la información espacial: Para abordar dicha obligación, todas las compañías Operadoras de los campos en producción, en etapa de evaluación o en Periodo de Explotación, activos e inactivos, deberán entregar, antes del primero (1°) de marzo de 2022, con el Informe Técnico Anual de la vigencia 2021, la información espacial señalada previamente, para cada yacimiento de hidrocarburos.Avenida Calle 26 N° 59 - 65 Piso 2 Edificio de la Cámara Colombiana de la Infraestructura Bogotá D.C . - Colombia. Código postal: 111321

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__________________________ La presentación de información para nuevos yacimientos o la actualización de información para yacimientos conocidos se realizará conforme a lo establecido en el parágrafo 3° del artículo 3.1.1.1.5 del Decreto 1142 de 2021. Formatos de entrega de la información espacial establecida en el Artículo 3.1.1.1.5. del Decreto 1142 de 2021: x Archivo shape o Geodatabase tipo punto referido al sistema de coordenadas datum Magna-Sirgas Origen Central para la información vectorial correspondiente a las coordenadas de ubicación de los pozos tanto en superficie, al tope de cada formación productora y fondo de pozo. Esta capa debe contener como mínimo los siguientes atributos: UWI, nombre del pozo, profundidad MD (Measured Depth) y TVD (True Vertical Depth), nombre del yacimiento o yacimientos, nombre del campo, nombre del contrato, municipio y departamento de ubicación (incluir código DANE), tipo de pozo (productor, inyector, monitor, captador, disposición, alivio, servicio, estratigráfico, otro), geometría del pozo (vertical, tangencial, tipo J, tipo S, tipo S especial, Alto ángulo, Horizontal, Reentrada, Multilateral, otro) estado del pozo (activo, inactivo, suspendido, abandonado, otro). x Archivos shape o Geodatabase tipo línea referidos al sistema de coordenadas datum Magna-Sirgas Origen Central para la información vectorial correspondiente a contornos o curvas de profundidad, contactos y fallas. El archivo de los contornos debe contener como

otro). x Archivos shape o Geodatabase tipo línea referidos al sistema de coordenadas datum Magna-Sirgas Origen Central para la información vectorial correspondiente a contornos o curvas de profundidad, contactos y fallas. El archivo de los contornos debe contener como mínimo el valor de la profundidad medido en pies; el archivo de los contactos debe contener como mínimo los siguientes atributos: nombre de la formación, miembro y/o unidad, nombre del campo, tipo de contacto y valor de la profundidad en pies . Para el caso de las fallas, el archivo podrá ser tipo línea o tipo polígono, dependiendo si la captura del elemento es lo suficientemente ancho para constituirse como polígono. x Archivos shape o Geodatabase tipo polígono referidos al sistema de coordenadas datum Magna-Sirgas Origen Central para la información vectorial correspondiente al área del yacimiento, área comercial (si tiene RIE aprobada) y división político-administrativa únicamente de los municipios que se superponen con el yacimiento. El archivo del yacimiento debe contener como mínimo los siguientes atributos: nombre de la formación productora, miembro y/o unidad, nombre del campo, nombre del contrato y área calculada en Km2; el archivo del área comercial si aplica, debe contener como mínimo los siguientes atributos, nombre contrato, nombre área comercial, número y fecha de la RIE (si aplica). El archivo de la división político-administrativa de los municipios que se superponen con el yacimiento debe corresponder a la capa oficial del IGAC, versión vigente para la entrega de la información.CIRCULAR No.

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ANH-GDO-FR-09 Versión No. 1 Pág. 5 de 7 x Archivos tipo imagen (JPEG o PNG o GEOTIFF) de cada uno de los estructurales presentados, debidamente georreferenciados al sistema de coordenadas datum MagnaSirgas Origen Central para garantizar que, al cargar la imagen en el sistema de información geográfico de la ANH, la imagen quede localizada en su ubicación real. x Mapa estructural en formato digital JPEG o TIFF o PNG o PDF del área del yacimiento proyectado verticalmente por cada una de las formaciones productoras, que incluyan el yacimiento, las fallas, los contornos y los contactos (OWC, GWC, GOC, LKO, LKG, etc.), indicando profundidad, con la ubicación de los pozos en superficie y al tope de cada formación productora. x Mapa en formato digital JPEG o TIFF o PNG o PDF de la división política administrativa de los entes territoriales involucrados en la distribución del yacimiento, incluyendo la localización del yacimiento. x Mapa de superposición en formato digital JPEG o TIFF o PNG o PDF que contenga la información de los anteriores mapas donde se indique en kilómetros cuadrados (Km 2) y en porcentaje, el área del yacimiento que corresponde a cada entidad territorial. Todos los mapas deben estar referidos al sistema de coordenadas datum Magna-Sirgas Origen Central. Para yacimientos ubicados en áreas marinas, los mapas deben referirse al sistema de

en porcentaje, el área del yacimiento que corresponde a cada entidad territorial. Todos los mapas deben estar referidos al sistema de coordenadas datum Magna-Sirgas Origen Central. Para yacimientos ubicados en áreas marinas, los mapas deben referirse al sistema de coordenadas utilizado por la Dirección General Marítima (DIMAR). Toda la información vectorial y los cálculos de áreas y porcentajes se deben realizar en el sistema datum Magna-Sirgas Origen Central. Todos los mapas deben ser entregados en formato digital no editable según corresponda, con resolución mínima de 300 DPI y legibles. Se sugiere entregar los mapas en formato editable, archivos de proyecto. mxd o.mpk, con capas en formato Shapefile o (Geodatabase). Igualmente, se sugiere una plantilla como la que se muestra en la Figura 1, pero cada compañía podrá entregar en la plantilla de su preferencia, siempre y cuando contenga los elementos mínimos aquí descritos. Las plantillas utilizadas para la elaboración de los mapas presentados deben contener como mínimo los elementos del ejemplo que se muestra a continuación: x Relación específica del objeto geográfico (yacimiento, división político-administrativa y contrato) x Las convenciones propias del tema del mapa x Las convenciones de la información base y general del mapaCIRCULAR No.

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ANH-GDO-FR-09 Versión No. 1 Pág. 6 de 7 x Frame (recuadro) con el mapa de localización del área de interés dentro del contrato y país. x Grilla con valores de coordenadas planas asociadas al datum Magna Sirgas, origen central o referidas al sistema de coordenadas utilizado por la Dirección General Marítima (DIMAR) para yacimientos ubicados en áreas marinas x Datum y sistema de coordenadas del mapa x Área del yacimiento que corresponde a cada entidad territorial expresada en kilómetros cuadrados (Km2) y en porcentaje, mínimo dos decimales x Título del mapa completo x Escala absoluta y escala gráfica x Fecha elaboración del mapa x Compañía Operadora x Persona o dependencia que elaboró el mapa x Referencia del archivo original (puede contener ruta de almacenamiento) x Consecutivo de mapa. Numeración del mapa dentro de la entregaCIRCULAR No.

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ANH-GDO-FR-09 Versión No. 1 Pág. 7 de 7 Figura 1. Plantilla propuesta para entrega de mapas Cordialmente, Vicepresidente de Operaciones, Regalías y Participaciones

Aprobó: Alirio Alonso Ocampo/Gerente Operaciones y Reservas

Figura 1. Plantilla propuesta para entrega de mapas Cordialmente, Vicepresidente de Operaciones, Regalías y Participaciones

Aprobó: Alirio Alonso Ocampo/Gerente Operaciones y Reservas

Revisó: Luz Mireya Raymond/Experto G3 Grado 6 Componente Técnico

Manuel Alejandro Montealegre/Experto G3 Grado 5/Componente Técnico Proyectó: Luz María Celis L./Contrato 326 de 2021/ Componente Jurídico LMCL (2 Feb. 2022 11:11 ESTҘ L3CL M)0e' 'e%)- M)/e'e"-e %. (2 Feb. 2022 1т:1х ESTҘ L05 M$-e4 4() (2 Feb. 2022 1т:уу ESTҘ