MINMINAS - Resolución 40066 de 2022

RESOLUCIÓN 40066 DE 2022

(febrero 11) Diario Oficial No. 51.948 de 14 de febrero de 2022 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA Por la cual se establecen requerimientos técnicos para la detección y reparación de fugas, el aprovechamiento, quema y venteo de gas natural durante las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Resumen de Notas de Vigencia NOTAS DE VIGENCIA: - Modificada por la Resolución 40317 de 2023, 'por la cual se modifica la Resolución número 40066 de 11 de febrero de 2022, mediante la cual se establecen requerimientos técnicos para la detección y reparación de fugas, el aprovechamiento, quema y venteo de gas natural durante las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos', publicada en el Diario Oficial No. 52.362 de 11 de abril de 2023. Rige a partir de su publicación en el Diario Oficial. EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA, en uso de las facultades legales y en especial de las conferidas por el numeral 8 del artículo 2o del Decreto 381 de 2012, y CONSIDERANDO: Que el artículo 80 de la Constitución Política de Colombia establece que le corresponde al Estado planificar el manejo y aprovechamiento de los recursos naturales, para garantizar su desarrollo sostenible, su conservación, restauración o sustitución. Igualmente debe prevenir y controlar los factores de deterioro ambiental, imponer las sanciones legales y exigir la reparación de los daños causados. Que el artículo 334 de la Constitución Política de Colombia indica que la dirección general de la economía estará a cargo del Estado. Por ende, el Estado interviene por mandato de la ley en la

explotación de los recursos naturales, en el uso del suelo, en la producción, distribución, utilización y consumo de los bienes, y en los servicios públicos y privados, para racionalizar la economía con el fin de conseguir en el plano nacional y territorial, en un marco de sostenibilidad fiscal, el mejoramiento de la calidad de vida de los habitantes, la distribución equitativa de las oportunidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano. Que el artículo 360 de la Constitución Política de Colombia hace referencia a la explotación de los recursos naturales no renovables y a las regalías que se causan a favor del Estado, como una contraprestación económica, sin perjuicio de cualquier otro derecho o compensación que se pacte. Igualmente establece que la ley determinará las condiciones para la explotación de los recursos naturales no renovables. Que la Resolución 181495 de 2009 del Ministerio de Minas y Energía, por la cual se establecen medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, incluye en su artículo 1 el objetivo de maximizar su recuperación final y evitar su desperdicio. Que de acuerdo con lo establecido en el numeral 8 del artículo 2o del Decreto 381 de 2012, es función del Ministerio de Minas y Energía expedir los reglamentos del sector para la exploración, explotación, transporte, refinación, distribución, procesamiento, beneficio, comercialización y exportación de recursos naturales no renovables y biocombustibles. Que el artículo 2.2.1.1.1.5 del Decreto 1073 de 2015, por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, indica que las actividades de exploración

y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera deberán observar los estándares y normas técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas por el AGA, API, ASTM, NFPA, NTCICONTEC, RETIE o aquellas que las modifiquen o sustituyan. Que el artículo 2.2.1.1.1.6 del Decreto 1073 de 2015 hace referencia a que las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera se encuentran sujetas a las disposiciones relativas a la protección de los recursos naturales, del medio ambiente, de salubridad y de seguridad industrial, así como el Convenio 174 de la OIT y todos aquellos que los modifiquen. Que el artículo 2.2.1.1.1.7 del Decreto 1073 de 2015 expresa que le corresponde al Ministerio de Minas y Energía revisar, ajustar y/o expedir las normas técnicas y procedimientos que en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera. Estas normas deberán ser observadas por los operadores de bloques autorizados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos y demás contratos vigentes o aquellos que se suscriban, aplicando las mejores prácticas y teniendo en cuenta los aspectos técnicos, operativos, ambientales y administrativos. Lo anterior, sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones de carácter ambiental establecidas por las autoridades competentes. Que la Resolución 40295 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía, por la cual se establecen los criterios técnicos para proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera en

Colombia, estipuló que los interesados deben dar cumplimiento a las disposiciones, estándares y mejores prácticas de la industria, especialmente las señaladas en la resolución en mención o aquellas autorizadas previamente por la Entidad de Fiscalización. Igualmente indicó que el interesado está sujeto a las disposiciones ambientales, laborales, de seguridad y protección social, marítimas y demás leyes y reglamentaciones colombianas aplicables. Que el artículo 15 de la Ley 10 de 1961 indica que se encuentra exento del pago de regalías el gas que se confine al yacimiento y el que se destine al consumo interno de la concesión en explotación. Así mismo, el parágrafo 1 del artículo 21 de la Ley 141 de 1994 establece que para efectos de liquidar la regalía por explotación de gas no se tendrá en cuenta el que se reinyecte a los yacimientos, ni el que se utilice para la operación del campo. Que la Ley 1931 de 2018, por la cual se establecen directrices para el cambio climático, incluyó en los principios orientadores para su implementación y reglamentación, la autogestión y responsabilidad, de manera que las personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, desarrollen acciones propias para contribuir a la gestión del cambio climático con arreglo a lo dispuesto en la ley y en armonía con las acciones desplegadas por las entidades públicas. Igualmente, deben contribuir al cumplimiento de los compromisos asumidos por el país en términos de cambio climático, así como adelantar acciones en el ámbito de sus competencias que garanticen la sostenibilidad de las generaciones futuras. Que el Ministerio de Minas y Energía, mediante Resolución 40350 de 2021, modificó el Plan Integral

de Gestión del Cambio Climático para el Sector Minero-Energético, con visión de carbono neutralidad al año 2050 -PIGCCme 2050, adoptado a través de la Resolución 40807 de 2018. Que el numeral 2 del literal A) del artículo 7o de la Ley 2056 del año 2020, por la cual se regula la organización y el funcionamiento del Sistema General de Regalías, prevé, como parte de las funciones del Ministerio de Minas y Energía, establecer los lineamientos para el ejercicio de las actividades de conocimiento y cartografía geológica del subsuelo; de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables; y de la fiscalización de la exploración y explotación de recursos naturales no renovables, procurando el aseguramiento y optimización de la extracción de los recursos naturales no renovables, así como en consideración de las mejores prácticas de la industria. Que el artículo 14 de la Ley 2056 de 2020 expresa que el ciclo de generación de regalías y compensaciones comprende las actividades de fiscalización, liquidación, recaudo, transferencia, distribución y giros. Que el artículo 3o de la Resolución 80412 de 1995 establece los formatos adoptados para los reportes volumétricos mensuales, entre los que se encuentran el formato 30 SEE “Informe Mensual sobre Producción, Plantas y Consumos de Gas Natural y procesado”, el cual debe ser modificado al no estar adaptado a las consideraciones técnicas estipuladas en la presente resolución. Que, en cumplimiento a lo dispuesto en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo establecido en las Resoluciones 40310 y 41304 de 2017, el presente acto

administrativo se publicó previamente en la página web del Ministerio de Minas y Energía durante los días 5 al 26 de agosto de 2021 y 4 al 10 de diciembre del 2021. Los comentarios recibidos fueron debidamente analizados y atendidos a través de la matriz resuelta y publicada en la página web oficial del Ministerio de Minas y Energía. Que, con base en lo establecido en el artículo 4o del Decreto 2897 de 2010 reglamentario de la Ley 1340 de 2009, compilado por el Decreto 1074 de 2015, la Dirección de Hidrocarburos respondió el cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio para efectos de evaluar la incidencia sobre la libre competencia de los mercados. La respuesta al conjunto de preguntas fue negativa, en la medida en que el presente acto administrativo no plantea ninguna restricción indebida a la libre competencia. Que, en cumplimiento a lo establecido en el artículo 2.1.2.1.11 del Decreto 1609 de 2015, en concepto emitido el 27 de diciembre de 2021, con radicado 20215010466991, la Directora de Participación, Transparencia y Servicio al Ciudadano del Departamento Administrativo de la Función Pública señaló que con la expedición de este acto administrativo no se constituye trámite alguno, teniendo en cuenta que las obligaciones se generan en virtud de la relación contractual de los operadores y la entidad de fiscalización, y se expide con base en la facultad establecida en el Código de Petróleos y en la Ley 2056 de 2020. Que, en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

TÍTULO 1.

DISPOSICIONES GENERALES.

ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer los lineamientos y requerimientos técnicos para la detección y reparación de fugas y el aprovechamiento de gas natural para evitar al máximo razonablemente posible la quema y el venteo durante las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. □ ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones contenidas en la presente resolución aplican a todas las operaciones o actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en áreas continentales y costa afuera ubicadas en el territorio nacional. □ ARTÍCULO 3o. DEFINICIONES Y SIGLAS. <Artículo modificado por el artículo 1 de la Resolución 40317 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> A) Definiciones: Para efectos de la presente resolución, además de las definiciones y siglas contenidas en el presente artículo, se tendrán en cuenta las señaladas en las normas que regulan la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia.

1. Aprovechamiento de Gas Natural o Aprovechamiento. Se refiere a la actividad por medio de la cual se captan, se recolectan y/o se recuperan volúmenes de gas natural para darle uso, esto es, hacerlos útiles o productivos.

2. Área Contratada. Se refiere a la superficie y su proyección en el subsuelo identificada en la cual el Operador está autorizado para efectuar operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos.

3. Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo. Se refiere a las 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. Lo anterior, conforme a lo establecido en el artículo 6o de la Resolución número 181495 de 2009, modificado por el artículo 1o de la Resolución número 40048 de 2015, o la norma que la modifique o sustituya.

4. Componente. Para efectos de la presente resolución serán las válvulas, tuberías, conexiones, bridas, drenajes, empaques, instrumentos, escotillas, ventanillas, medidores, juntas de compresores, entre otros, que forman parte de un equipo, susceptibles de tener Fugas de Gas Natural.

5. Costo de Aprovechamiento. Es la sumatoria de los Costos de Inversión y los Costos de Operación de volúmenes de Gas Natural.

6. Costo de Inversión. Es el costo monetario que representa la adquisición de los activos o recursos necesarios para la puesta en marcha de uno o varios proyectos de aprovechamiento de volúmenes de gas natural.

7. Costo de Operación. Es el costo monetario que representa mantener el proyecto de aprovechamiento de gas natural en funcionamiento.

8. Entidad de Fiscalización. Es la entidad que por mandato de ley ejerce la función de fiscalización de hidrocarburos.

9. Equipos. Para efectos de esta resolución, entiéndase como equipos las bombas neumáticas, compresores, controles neumáticos, deshidratadores de glicol, líneas de flujo, equipos de quema y

tanques, así como cualquier otro que dentro de sus funciones pudiera presentar Fugas de Gas Natural.

10. Estudio Técnico - Económico. Corresponde al estudio en el cual el Operador realiza la investigación y análisis de todas las alternativas posibles para el aprovechamiento del gas natural, evitando su Quema o venteo, en el cual se estima y se proyecta el flujo de efectivo, los Costos de Inversión y Operación y el valor presente neto de cada proyecto de Aprovechamiento de Gas Natural.

Este estudio siempre debe tener como objetivo el uso y aprovechamiento del gas. Por ende, debe tener en cuenta todos los factores que inciden en la viabilidad del proyecto, como son: reservas, volumen disponible, calidad del gas natural, ubicación geográfica, Equipos con los que cuenta, el área de operación, cercanías a comunidades o centros poblados, comercios cercanos, infraestructura de desarrollo, nuevas oportunidades de aprovechamiento y nuevas tecnologías, entre otras.

11. Eventos No Planeados. Son las fallas de los equipos, instalaciones y facilidades que evidencian ineficiencia en su operatividad y que requieren de actividades de Mantenimiento Correctivo, con el fin de garantizar su normal funcionamiento.

12. Eventos Planeados. Son las actividades que el Operador proyecta, realiza y controla por medio de planes de mantenimiento preventivo, aplicando las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo en aras de mantener tanto la productividad de los pozos como la integridad, disponibilidad y eficiencia de los equipos, instalaciones y Facilidades.

13. Facilidades. Es el conjunto de estructuras, plantas industriales y equipos estacionarios dispuestos para un proceso productivo o comercial específico, incluyendo, entre otros, pozos para la exploración y

explotación de hidrocarburos, líneas de recolección y estaciones de tratamiento y/o almacenamiento.

14. Facilidades Existentes. Son las facilidades que hayan sido construidas antes de la entrada en vigencia de la presente resolución.

15. Facilidades Nuevas. Son las facilidades construidas con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente resolución y que no se consideran adiciones, adecuaciones, actualizaciones y/o mejoras a las

Facilidades Existentes.

16. Fuga de Gas Natural. Es la liberación no intencional de gas natural a la atmósfera en una Facilidad de exploración y explotación, como resultado de la operación de componentes gastados, descompuestos, sueltos y Equipos que se encuentren emitiendo en exceso de su desempeño normal. Se considera una fuga cuando la cuantificación determine una concentración igual o mayor a 500 ppm de Gas Natural.

17. Gas Natural. De conformidad con lo establecido en el artículo 2o de la Ley 2128 de 2021 o la -- norma que la modifique o sustituya, es una mezcla de gases cuyo principal componente es el metano, seguido de otros gases como el etano, el dióxido de carbono y el vapor de agua, en pequeñas cantidades.

18. Gas Natural Asociado. Es el gas natural disuelto en petróleo en el yacimiento, cuya producción es afectada significativamente por la producción de petróleo.

19. Gas Natural de Venteo Intencional. Es la liberación intencional del Gas Natural Asociado generado por cambios de presión y/o por evaporación y agitación en los procesos de tratamiento y almacenamiento.

20. Gas Natural Económicamente Inviable. Son los volúmenes de gas natural producido sobre los que,

luego de un Estudio Técnico-Económico, se evidencia que el costo del proyecto de Aprovechamiento del Gas Natural es mayor que el beneficio esperado.

21. Gases de Efecto Invernadero (GEI). Son aquellos componentes gaseosos de la atmósfera, de origen natural o antropogénico, que absorben y emiten la energía solar reflejada por la superficie de la tierra, la atmósfera y las nubes. Los principales gases de efecto invernadero son el dióxido de carbono (CO2), el óxido nitroso (N2O), el metano (CH4), los hidrofluorocarbonos (HFC), los perfluorocarbonos (PFC) y el Hexafluoruro de Azufre (SF6), conforme a lo señalado en la Ley 1931 de 2018.

22. Gun Barrel (tanque de lavado). Tanque atmosférico para el tratamiento del petróleo crudo, el cual puede incluir una bota externa para la separación y manejo de bajas cantidades de gas. Este tanque dispone de arreglos mecánicos internos para realizar la separación de agua y crudo por diferencia de gravedades, mediante el flujo de la producción a través de un colchón de agua.

23. Imprevistos. Suceso atribuido a causas diferentes a las operacionales con una severidad real o potencial de afectación.

24. Inspección Técnica Riesgosa. Es aquella inspección que sitúa al personal del Operador en situaciones de riesgo para llevar a cabo la revisión y verificación de equipos. Tales situaciones pueden ser actividades en altura, espacios confinados, equipos energizados, entre otros.

25. Línea Base. Es la primera cuantificación del volumen de las Fugas del Gas Natural que hace cada

uno de los operadores de cada una de sus Facilidades, Equipos y Componentes, de conformidad con la presente resolución o las normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

26. Mantenimiento. Son las actividades tendientes a lograr el adecuado funcionamiento de equipos, maquinarias, accesorios, entre otros, que se encuentran localizados en las Facilidades de producción de hidrocarburos.

27. Mantenimiento correctivo. Es el conjunto de Mantenimientos destinados a corregir los defectos que se van presentando en los distintos equipos.

28. Mantenimiento preventivo. Es el Mantenimiento que tiene por objeto, asegurar el correcto funcionamiento de los equipos, garantizando un nivel de servicio confiable y eficiente; este se desarrolla mediante un programa y tiene un carácter sistemático, es decir, se realiza de forma planeada, aunque el equipo no haya presentado daños o ineficiencias.

29. Operador. Persona jurídica individual o aquella responsable de dirigir y conducir las operaciones de exploración y evaluación, en cumplimiento de un contrato de evaluación técnica (TEA); de exploración, evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos, en ejecución de contrato de exploración y producción (E&P), o especial; la conducción de la ejecución contractual y de las relaciones con la ANH, así como de asumir el liderazgo y la representación del consorcio, unión temporal o sociedad constituida con motivo de la adjudicación o asignación, tratándose de contratistas plurales. Igualmente, se entenderá por operador la persona jurídica que, en el marco de un contrato de asociación, o de cualquier otra modalidad, suscrito con Ecopetrol S. A., sea responsable de conducir las

actividades de exploración, evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos y de asumir la representación ante la Entidad de Fiscalización.

30. Operaciones en Pozos. Son, entre otras: pruebas de producción de pozos, pruebas piloto de pozos, producción de gas asociado y no asociado en pozos, terminación de pozos, descarga de líquidos en pozos exploratorios y de explotación y estimulación de pozos incluyendo la hidráulica e inyección de fluido de retorno, operaciones de Well Service, trabajos de reacondicionamiento de pozos y trabajos de abandono de pozos.

31. Plan de Optimización Operacional. Es el documento de planeación elaborado y presentado anualmente por el Operador y que debe plasmar los programas y proyectos que ejecutará para reducir

los Eventos No Planeados.

32. Potencial de Emisión. Se considera como el volumen estándar por año emitido de Gas Natural a una probabilidad de tener una liberación a la atmosfera del 100% del flujo del volumen proveniente de la corriente de producción. Este potencial está expresado en unidades de metros cúbicos por año.

33. Programa de Quema de Gas Natural. Es el documento que contiene un conjunto de actividades que el Operador realizará para efectuar la Quema de Gas Natural de manera controlada y eficiente, previa aprobación de la Entidad de Fiscalización. El programa debe incluir como mínimo: nombre del bloque, área o campo; la descripción del motivo u origen de la Quema; la periodicidad de la Quema de Gas Natural (corta duración o anual); las fechas de inicio y terminación estimadas; los volúmenes estimados de gas natural por quemar; las características y composición del gas natural cuando aplique; el diseño

del sistema de recolección y Quema y la viabilidad, alternativas y soportes para efectuar el Aprovechamiento del Gas Natural.

34. Quema de Gas Natural o Quema. Es la combustión controlada de hidrocarburos gaseosos a través de quemadores o Teas durante las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

35. Quema de Gas Natural por Seguridad. Es la Quema de Gas Natural para evitar la formación de atmósferas explosivas y mantener el funcionamiento seguro de las instalaciones. Corresponde a la Quema del gas de purga y del gas de pilotos.

36. Quema Operacional de Gas Natural. Es la Quema de Gas Natural como consecuencia de Eventos Planeados, de Eventos No Planeados y de la Quema Rutinaria de Gas Natural.

37. Quema Rutinaria de Gas Natural. Es la Quema de Gas Natural que incluye la Quema de Gas por

Seguridad y la Quema de Gas Natural Económicamente Inviable.

38. Tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos. Son los recipientes hechos en acero bajo normas técnicas, que almacenan hidrocarburos líquidos y gaseosos y que resguardan de forma segura y controlada el producto bajo condiciones de temperatura y presión acordes al rango de operación y proceso. Pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos horizontales, geodésicos o esféricos.

39. Tea. Es el dispositivo para la combustión del gas.

40. Tea de Baja. Es el dispositivo para la combustión del gas proveniente de sistemas de alivio a bajas velocidades de flujo y presión.

41. Venteo Intencional de Gas Natural Asociado. Es la emisión a la atmosfera de hidrocarburos gaseosos de forma intencional durante las operaciones de recolección, tratamiento y almacenamiento de

crudo.

B. Siglas:

1. API. American Petroleum Institute. Instituto Americano del Petróleo de Estados Unidos de América.

2. EPA. United States Environmental Protection Agency. Agencia de Protección Ambiental de Estados

Unidos de América.

3. H2S. Ácido sulfhídrico.

4. KPCD. Miles de pies cúbicos por día.

5. ILAC. International Laboratory Accreditation Cooperation. Cooperación Internacional de

Acreditación de Laboratorios.

6. MMPCD. Millones de pies cúbicos por día.

7. ONAC. Organismo Nacional de Acreditación de Colombia.

8. URV. Unidad recolectora de vapor.

9. OGI. Optical Gas Imaging. Imágenes Ópticas de Gases.

Notas de Vigencia - Artículo modificado por el artículo -1 de la Resolución 40317 de 2023, 'por la cual se modifica la Resolución número 40066 de 11 de febrero de 2022, mediante la cual se establecen requerimientos técnicos para la detección y reparación de fugas, el aprovechamiento, quema y venteo de gas natural durante las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos', publicada en el Diario Oficial No. 52.362 de 11 de abril de 2023. Rige a partir de su publicación en el Diario Oficial. Legislación Anterior Texto original de la Resolución 40066 de 2022: ARTÍCULO 3. Definiciones y Siglas. A) Definiciones: Para efectos de la presente resolución, además de las definiciones y siglas contenidas en el presente artículo, se tendrán en cuenta las señaladas en las normas que regulan la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia

1. Aprovechamiento de Gas Natural o Aprovechamiento. Se refiere a la actividad por medio de la

cual se captan, se recolectan y/o se recuperan volúmenes de gas natural para darle uso, esto es, hacerlos útiles o productivos.

2. Área Contratada. Se refiere a la superficie y su proyección en el subsuelo identificada en la cual el Operador está autorizado para efectuar operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos.

3. Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo. Se refiere a las 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. Lo anterior, conforme a lo establecido en el artículo 6o de la Resolución 181495 de 2009, modificado por el artículo 1o de la Resolución 40048 de 2015, o la norma que la modifique o sustituya.

4. Componente. Para efectos de la presente resolución serán las válvulas, tuberías, conexiones, bridas, drenajes, empaques, instrumentos, escotillas, ventanillas, medidores, juntas de compresores, entre otros, que forman parte de un equipo, susceptibles de tener Fugas de Gas Natural.

5. Costo de Aprovechamiento. Es la sumatoria de los Costos de Inversión y los Costos de

Operación.

6. Costo de Inversión. Es el costo monetario que representa la adquisición de los activos o recursos necesarios para la puesta en marcha de uno o varios proyectos de aprovechamiento de volúmenes de

gas natural.

7. Costo de Operación. Es el costo monetario que representa mantener el proyecto de aprovechamiento de gas natural en funcionamiento.

8. Entidad de Fiscalización. Es la entidad que por mandato de ley ejerce la función de fiscalización de hidrocarburos.

9. Equipos. Para efectos de esta resolución, entiéndase como equipos las bombas neumáticas, compresores, controles neumáticos, deshidratadores de glicol, líneas de flujo, equipos de quema y tanques, así como cualquier otro que dentro de sus funciones pudiera presentar Fugas de Gas

Natural.

10. Estudio Técnico - Económico. Corresponde al estudio en el cual el Operador realiza la investigación y análisis de todas las alternativas posibles para el aprovechamiento del gas natural, evitando su Quema o venteo, en el cual se estima y se proyecta el flujo de efectivo, los Costos de Inversión y Operación y el valor presente neto de cada proyecto de Aprovechamiento de Gas Natural. Este estudio siempre debe tener como objetivo el uso y aprovechamiento del gas. Por ende, debe tener en cuenta todos los factores que inciden en la viabilidad del proyecto, como son: reservas, volumen disponible, calidad del gas natural, ubicación geográfica, Equipos con los que cuenta, el área de operación, cercanías a comunidades o centros poblados, comercios cercanos, infraestructura de desarrollo, nuevas oportunidades de aprovechamiento y nuevas tecnologías, entre otras.

11. Eventos No Planeados. Son las fallas de los equipos, instalaciones y facilidades que evidencian ineficiencia en su operatividad y que requieren de actividades de Mantenimiento Correctivo, con el fin de garantizar su normal funcionamiento.

12. Eventos Planeados. Son las actividades que el Operador proyecta, realiza y controla por medio

de planes de mantenimiento preventivo, aplicando las Buenas Prácticas de la Industria del Petróleo en aras de mantener tanto la productividad de los pozos como la integridad, disponibilidad y eficiencia de los equipos, instalaciones y Facilidades.

13. Facilidades. Es el conjunto de estructuras, plantas industriales y equipos estacionarios dispuestos para un proceso productivo o comercial específico, incluyendo, entre otros, pozos para la exploración y explotación de hidrocarburos, líneas de recolección y estaciones de tratamiento y/o almacenamiento.

14. Facilidades Existentes. Son las facilidades que hayan sido construidas antes de la entrada en vigencia de la presente regulación.

15. Facilidades Nuevas. Son las Facilidades que sean construidas con posterioridad a la entrada en vigencia de la presente regulación y que no sean consideradas Facilidades Existentes.

16. Fuga de Gas Natural. Es la liberación no intencional de gas natural a la atmósfera en una Facilidad de exploración y explotación, como resultado de la operación de componentes gastados, descompuestos, sueltos y Equipos que se encuentren emitiendo en exceso de su desempeño normal.

Se considera una Fuga cuando la cuantificación determine una concentración igual o mayor a 500 ppm.

17. Gas Natural Asociado. Es el gas natural disuelto en petróleo en el yacimiento, cuya producción es afectada significativamente por la producción de petróleo.

18. Gas Natural de Venteo Intencional. Es la liberación intencional del Gas Natural Asociado generado por cambios de presión y/o por evaporación y agitación en los procesos de tratamiento y almacenamiento.

19. Gas Natural Económicamente Inviable. Son los volúmenes de gas natural producido sobre los

que, luego de un Estudio Técnico-Económico, se evidencia que el costo del proyecto de Aprovechamiento del Gas Natural es mayor que el beneficio esperado.

20. Gases de Efecto Invernadero (GEI). Son aquellos componentes gaseosos de la atmósfera, de origen natural o antropogénico, que absorben y emiten la energía solar reflejada por la superficie de la tierra, la atmósfera y las nubes. Los principales gases de efecto invernadero son el dióxido de carbono (CO2), el óxido n