MINMINAS - Resolución 40236 de 2022

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(julio 7) Diario Oficial No. 52.089 de 8 de julio de 2022 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la determinación de la calidad de los hidrocarburos producidos en el territorio nacional. EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA, en uso de las facultades legales y en especial las conferidas en el artículo 7o de la Ley 2056 de 2020, el artículo 2o del Decreto 381 de 2012, y CONSIDERANDO: Que de acuerdo con el numeral 8 del artículo 2o del Decreto 381 de 2012, es función del Ministerio de Minas y

Energía “[e]xpedir 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 numeral 2 del literal A), del artículo 7o de la Ley 2056 de 2020 dispuso que corresponde al Ministerio de Minas y Energía, entre otras funciones, “[e]stablecer los lineamientos para el ejercicio de las actividades 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, atendiendo las mejores prácticas de la industria”. Que el artículo 1o de la Resolución 80245 de 1994 estableció el método ASTM D4377 Agua en Crudos por Titulación (Karls Fischer) para determinar el contenido de agua y sedimentos en el petróleo crudo. Que la Resolución 181495 de 2009, modificada parcialmente por la Resolución 40048 de 2015, fijó medidas para regular y controlar las actividades relativas a la exploración y explotación de hidrocarburos, maximizar su recuperación final y evitar su desperdicio. Que el artículo 37 de la Resolución 181495 de 2009, establece los requerimientos generales para la aprobación de los sistemas de medición. Que mediante Resolución 40048 de 2015 se establecieron medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales en el territorio nacional. Entre estas, dispuso en su artículo 7o que el Ministerio de Minas y Energía señalará los requerimientos que deben cumplir los equipos de medición de

hidrocarburos. Que el Ministerio de Minas y Energía mediante Contrato GGC-463-2121 contrató en el mes de abril de 2021 los servicios de una consultoría para llevar a cabo la revisión y propuesta de modificación de la Resolución 41251 de 2016, por medio de la cual se establecieron los requisitos mínimos que deben cumplir los operadores para la medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos que se producen en el país, para prevenir las prácticas que pueden inducir a errores en el cálculo de las regalías y contraprestaciones económicas a favor del Estado. Que, de acuerdo con los resultados de la consultoría, es necesario expedir una nueva reglamentación que contemple las recientes normas técnicas internacionales para la medición de hidrocarburos, con el fin de actualizar los requisitos y requerimientos que deben cumplir las empresas que desarrollan labores de exploración y producción de hidrocarburos. Lo anterior, con el fin de determinar los lineamientos técnicos que permitan ejercer control sobre la medición de la producción de hidrocarburos en cuanto a calidad y cantidad, para efectos de la liquidación de las regalías y demás contraprestaciones que se generen por la explotación de hidrocarburos. Que, una vez realizado el análisis correspondiente y diligenciado el cuestionario establecido por la Superintendencia de Industria y Comercio, la Dirección de Hidrocarburos concluyó que el presente acto administrativo no tiene incidencia sobre la libre competencia, por lo que no se requiere el concepto a que hace referencia el Capítulo 30 “Abogacía de la Competencia”, del Decreto 1074 de 2015, reglamentario del artículo

7o de la Ley 1430 de 2009. Que en cumplimiento de lo dispuesto en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con las Resoluciones 40310 y 41304 de 2017, el texto del presente acto administrativo se publicó en la página web del Ministerio de Minas y Energía durante los días 11 al 26 de abril de 2022. Los comentarios recibidos de la ciudadanía fueron debidamente analizados y se tuvieron en cuenta aquellos que en consideración de este Ministerio resultaron pertinentes. Que, por lo anterior, RESUELVE: ARTÍCULO 1o. OBJETO. La presente resolución tiene por objeto establecer los requisitos que deben cumplir los Operadores para la correcta medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos que se produzcan en el territorio nacional. Ir al inicio ARTÍCULO 2o. ÁMBITO DE APLICACIÓN. Las disposiciones contenidas en la presente resolución aplican a la medición del volumen y determinación de la calidad de todos los hidrocarburos líquidos y gaseosos, así como la calidad y cantidad del agua de producción que se recupere en pozos y Campos productores ubicados en el territorio nacional, en todas las fases o etapas. Ir al inicio ARTÍCULO 3o. SIGLAS Y DEFINICIONES. Para los efectos de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes siglas y definiciones: AGA. American Gas Association - Asociación Americana de Gas. ANSI. American National Standards lnstitute - Instituto Nacional Americano de Estándares. API MPMS. API Manual of Petroleum Measurement Standards - Manual de Normas de Medición de Petróleos del Instituto Americano del Petróleo.

Aseguramiento Metrológico. Conjunto de actividades enfocadas a garantizar los resultados de la medición dentro de los límites de Incertidumbre requeridos para el fin previsto. ASTM. American Society for Testing and Materials - Sociedad Americana para Ensayos y Materiales. Balance Volumétrico. Operación que se realiza para determinar los valores y controlar las entradas, salidas, cambios de inventario, consumo, pérdidas, entre otros aspectos, de un producto en una determinada Facilidad, en modo de volumen y calidad a Condiciones Estándar. Boca de Pozo. Lugar en superficie donde se encuentra ubicado un pozo productor de hidrocarburos. Para efectos de asignación de volumen y calidad de los fluidos de producción se tomará la Facilidad donde se tratan y separan los fluidos provenientes de un Campo petrolero. BPD. Abreviación de la unidad de flujo Barriles por día. Calibración. Operación que bajo condiciones especificadas establece: i) en una primera etapa, una relación entre los valores y sus Incertidumbres de medida asociadas obtenidas a partir de los patrones de medida y las correspondientes indicaciones con sus Incertidumbres asociadas; y, ii) en una segunda etapa, utiliza esta información para establecer una relación que permita obtener un Resultado de Medida a partir de una indicación. Campo. Superficie delimitada del Área en cuyo subsuelo existen uno o más Yacimientos de Hidrocarburos agrupados o relacionados con la misma característica estructural geológica y/o condición estratigráfica. Tratándose de Yacimientos No Convencionales o de Acumulaciones en Rocas Generadoras, es también una superficie delimitada del Área, en cuyo subsuelo existe Acumulación de Hidrocarburos asociada al drenaje de

influencia generado por la estimulación de uno o más Yacimientos. Clúster. Área física donde se encuentra más de un pozo y/o confluyen los fluidos provenientes de varios pozos. Condensado. Mezcla de hidrocarburos que permanece líquido a temperatura y presión estándar con alguna cantidad de propano y butano disuelta en ella. Las gravedades de los Condensados son superiores a los 40º API. Condiciones Estándar. Corresponden a la temperatura de quince grados y cincuenta y seis centésimas de grados Celsius (15,56ºC), equivalente a sesenta grados Fahrenheit (60,0 ºF) y a la presión de ciento un mil trescientos veinticinco pascales en unidades de presión absoluta (101.325 Pa), equivalente a catorce comas seiscientos noventa y seis libras por pulgada cuadrada absoluta (14,696 psia) para hidrocarburos líquidos. Para el gas natural corresponden a la temperatura de quince grados y cincuenta y seis centésimas de grados Celsius (15,56ºC), equivalente a sesenta grados Fahrenheit (60 ºF) y a la presión de ciento un mil ocho pascales en unidades de presión absoluta (101.008 Pa), equivalente a catorce coma sesenta y cinco libras por pulgada cuadrada absoluta (14,65 psia). Confirmación Metrológica. Conjunto de operaciones requeridas para asegurar que el equipo de medición cumple con los requisitos correspondientes a su uso previsto, según lo establece el artículo 2.2.1.7.14.4. “Fases de control metrológico” del Decreto 1595 de 2015, o las normas que lo sustituyan, adicionen o deroguen. La

Confirmación Metrológica incluye la Calibración y Verificación, ajuste o reparación necesaria, y la subsiguiente recalibración, la comparación con los requisitos metrológicos del uso previsto del equipo, así como cualquier sellado y etiquetado requerido. CREG. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Crudos Pesados. Son todos los hidrocarburos líquidos con una gravedad API igual o inferior a quince grados (15º) API, conforme lo define la Ley 756 de 2002 o las normas que la modifiquen o sustituyan. EN. European Standard - Norma Europea. Ente de Fiscalización. El Ente de Fiscalización es aquella entidad a quien la ley le haya dado la competencia de fiscalizar las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia, en los términos de la Ley 2056 de 2020, o de aquella que la modifique o sustituya. Envolvente de Operación. Descripción del desempeño esperado de un Medidor multifásico en caudales de líquido y gas, fracción de volumen de gas y relación agua - líquido. Estimación a Prorrata. Corresponde a la medición muestral de un segmento del flujo de fluidos de producción en Boca de Pozo mediante sistema de separador, tanques y medidores, o mediante medidores o sistemas de medición másica. Error Máximo Permitido (EMP). Valor extremo del error de medida, con respecto a un valor de referencia conocido, permitido por especificaciones o reglamentos, para una medición, instrumento o sistema de medida dado. Facilidad. Conjunto de equipos y elementos por medio de los cuales se realiza el proceso de recolección, separación, tratamiento, almacenamiento, Fiscalización y entrega de los fluidos de producción de los pozos.

Fiscalización. En concordancia con lo dispuesto en el artículo 17 de la Ley 2056 de 2020, la Fiscalización hace referencia, entre otros aspectos, a la determinación y Verificación efectiva de los volúmenes de producción de hidrocarburos, derivados de los contratos, convenios y demás figuras que por mandato legal permiten su exploración y exploración. GPA. Gas Processors Association - Asociación de Procesadores de Gas. GLP. Gas Licuado de Petróleo. Incertidumbre. Parámetro no negativo que caracteriza la dispersión de los valores atribuidos a un Mensurando, a partir de la información que se u tiliza. IEC. International Electrotechnical Commission - Comisión Electrotécnica Internacional. INM. Instituto Nacional de Metrología. ISO. International Organization for Standardization - Organización Internacional de Normalización. KPCD. Abreviación de la unidad de flujo miles de pies cúbicos por día. Medición Dinámica. Proceso mediante el cual se determina la cantidad y calidad de hidrocarburos en movimiento mediante uno o varios instrumentos de medición, cumpliendo con las normas y estándares definidos en la presente resolución. Medición Estática. Proceso mediante el cual se determina la cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos contenidos en tanques de almacenamiento en estado de reposo, siguiendo las normas y estándares definidos en la presente resolución. Medición de Referencia. Cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los hidrocarburos que es comparada y utilizada con datos procedentes de otros sistemas de medición con menor Incertidumbre de medida, cuya finalidad es establecer los principios para determinar los valores producidos.

Medición Oficial. Resultado de la medición de volumen y determinación de la calidad de hidrocarburos obtenida en los Puntos de Medición Oficial y de muestreo oficial. Medición Operacional. Cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los hidrocarburos durante los procesos operativos de producción que se realizan en el Campo sin propósitos de Transferencia. Medición por Asignación. Corresponde a la medición continua de los fluidos en Boca de Pozo, mediante medidores y sistemas de medición multifásica o mediante medidas de la fase líquida en tanques de almacenamiento y medidas de la fase gaseosa con medidores, aguas abajo de un separador. Podrán utilizarse para este fin, en casos especiales y con previa autorización del Ente de Fiscalización, otros métodos como software especializados, ecuaciones de estado, curva de declinación, curva IPR o registros de producción, simuladores basados en balances másicos/termodinámicos, dependiendo de la complejidad de los yacimientos; dejando expresa la periodicidad con la que se verificará el cumplimiento de estos. Medición por Diferencias. Determinación de una cantidad no medida, por diferencias entre dos o más cantidades medidas en una misma Facilidad y que se utiliza como medición de asignación o prorrateo, según estipulaciones de esta resolución. Medidor. Equipo utilizado por sí solo o en conjunto con equipos auxiliares para hacer mediciones de una determinada magnitud o dimensión con base en un principio de medición. Medidor de Flujo Multifásico. MPFM. Multiphase Flow Meter. Dispositivo que puede registrar tasas de flujo de fluidos individuales de petróleo y gas cuando pasa más de un fluido a través de una línea de conducción.

Mensurando. Magnitud que se desea medir. Normas Técnicas Oficializadas. De conformidad con el artículo 72 de la Ley 1480 de 2011, las Normas Técnicas Oficializadas, también denominadas normas técnicas oficiales obligatorias, son aquellas que se vinculan o a las que se hace referencia, en alguna norma legal o reglamentaria, las cuales se deben entender como parte integrante del respectivo reglamento técnico. NIST. Sigla para el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología (NIST) de Estados Unidos. NTC. Norma Técnica Colombiana. OIML. Organización Internacional de Metrología Legal. ONAC. Organismo Nacional de Acreditación de Colombia. Operador. Persona jurídica Individual o aquella responsable de dirigir y conducir las operaciones de Exploración y Evaluación, en cumplimiento de 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 el Ente de Fiscalización, así como de asumir el liderazgo y la representación del Consorcio o, Unión Temporal o sociedad constituida con motivo de la adjudicación o asignación, tratándose de Contratistas Plurales. Igualmente, se entenderá por Operador el responsable que, en el marco de un contrato de asociación o de cualquier otro esquema asociativo suscrito con Ecopetrol S. A., le corresponda conducir las actividades de exploración, evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos y de asumir la representación ante el Ente de Fiscalización.

Patrón de Referencia. Patrón designado para la Calibración de patrones de magnitudes de la misma naturaleza, en una organización o lugar dado. Prestador de Bienes y Servicios. Aquellas personas jurídicas que hayan suscrito contratos de exploración y producción, asociación, de producción incremental, de explotación de Campos descubiertos no desarrollados o Campos inactivos o de cualquier otra naturaleza, tanto con la Agencia Nacional de Hidrocarburos como con Ecopetrol S. A. Puntos de Medición Oficial (PMO). Puntos aprobados por el Ente de Fiscalización, en los cuales se miden la cantidad y calidad de los hidrocarburos producidos a Condiciones Estándar, para efectos de determinar los volúmenes de petróleo y gas base para el cálculo de las regalías. Puntos de Muestreo Oficial. Puntos aprobados por el Ente de Fiscalización para la toma de muestras representativas para Medición Oficial o para medición de asignación y prorrateo en Boca de Pozo. RUT. Hace referencia al Reglamento Único de Transporte de Gas Natural, el cual está desarrollado en el conjunto de disposiciones adoptadas por la CREG mediante la Resolución CREG 071 de 1999 y aquellas que la modifiquen o susti tuyan. Resultado de Medida. Conjunto de valores de una magnitud atribuidos a un Mensurando, acompañados de cualquier otra información relevante disponible. El resultado de una medición se expresa generalmente como un valor medido único y una Incertidumbre de medida. Sistema de Medición de Hidrocarburos. Conjunto de equipos e instrumentos que intervienen en la medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos producidos, conforme al método de medición

estático o dinámico establecido, que cuenta con Verificación y Calibración vigente y cumple con los niveles de Incertidumbre exigidos. SNT. Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural. SOLAR. Sistema Oficial de Liquidación y Administración de Regalías, adoptado y administrado por la ANH. Totalizadores de Producción. Equipos y sistemas de Medición Estática o Dinámica mediante los cuales se cuantifica la producción total de un Campo o Clúster de pozos de un Campo. Transferencia. Acción mediante la cual se entregan física y operativamente los hidrocarburos, cediendo su custodia. Trazabilidad. Propiedad de un Resultado de Medida por la cual el resultado puede relacionarse con una referencia mediante una cadena ininterrumpida y documentada de calibraciones, cada una de las cuales contribuye a la Incertidumbre de medida. Terceros Especializados. Personas naturales o jurídicas con formación y experiencia demostrable en el sector de hidrocarburos, en labores de medición, determinación de calidad, auditoría e interventoría, según las exigencias establecidas en la presente resolución. Validación. Determinación de la capacidad de cumplimiento de los requisitos especificados por una norma o procedimiento. Verificación. Determinación, a través de evidencia objetiva de un determinado equipo, instrumento, procedimiento, proceso o sistema que satisface requerimientos previamente especificados. VFM. Medidor de flujo virtual. Corresponde a un método de determinación de la tasa de producción de un pozo productor, basado en cálculos en tiempo real empleando modelos físico-químicos de flujo continuo en conjunto con datos de instrumentación y sensores de proceso en cada pozo. Volumen Muerto. Volumen mínimo de hidrocarburos líquidos y de agua requerida para que permanentemente se

viabilice la operación de una Facilidad, mediante el llenado de líneas de tubería, vasijas o tanques que están ubicados entre la Boca de Pozo y el punto de Medición Oficial. El Volumen Muerto incluye igualmente el volumen que permanece inmóvil durante la evaluación y la explotación del Campo en algunas partes internas de sus Facilidades, equipos o tubería, y que debe ser sometido a tratamiento para poder ser fiscalizado durante las etapas de evaluación y explotación de cada Campo.

TÍTULO 2.

REQUISITOS PARA LA MEDICIÓN DEL VOLUMEN Y DETERMINACIÓN DE LA CALIDAD DE LOS

HIDROCARBUROS.

Ir al inicio ARTÍCULO 4o. OBLIGACIONES GENERALES DE LOS OPERADORES. Son obligaciones generales de los

Operadores las siguientes:

1. Adoptar las mejores prácticas y estándares internacionales en materia de medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos de conformidad con lo establecido en la presente resolución.

2. Contar como mínimo en cada Campo, con un sistema de medición del volumen y determinación de calidad de los hidrocarburos y del agua de producción que se extraiga por yacimiento o por la unidad autorizada por el Ente de Fiscalización, cumpliendo con los requisitos establecidos en la presente resolución.

3. Mantener los equipos e instrumentos requeridos para la medición del volumen de hidrocarburos y el agua de producción y, para la determinación de calidad de hidrocarburos en cumplimiento de un plan de Aseguramiento Metrológico, a partir de patrones calibrados y trazables a entidades acreditadas.

4. Elaborar y aplicar un manual de medición del volumen y determinación de calidad de hidrocarburos para los

procesos y sistemas de medición que opere, que incluya procedimientos escritos y cronogramas de Calibración, Verificación y mantenimiento de los instrumentos y equipos que hacen parte del sistema, disponibles para Verificación del Ente de Fiscalización.

5. Diseñar e implementar un plan de mantenimiento para todos los equipos e instrumentos involucrados en el proceso de medición de volumen y determinación de calidad en los Puntos de Medición Oficial y de prueba.

6. Llevar en una bitácora física y digital o en la herramienta digital que disponga el Ente fiscalizador, los registros diarios de todas las actividades de gestión de medición, incluyendo capacitaciones, calibraciones, verificaciones, mantenimientos, reparaciones, cambios de equipos e instrumentos de los sistemas de medición y laboratorio, reuniones de revisión gerencial y de gestión de no conformidades y auditorías, entre otras actividades. Así mismo, la bitácora, deberá permitir el registrar los cambios, modificaciones, sustituciones y/o ajustes a su propio contenido para efectos de guardar Trazabilidad y consistencia de la información. Dicha bitácora podrá ser exigible por el Ente de Fiscalización en cualquier momento.

7. Contar con personal competente tanto para la realización de procedimientos de medición y muestreo, como para el desarrollo de las pruebas de laboratorio, documentando la competencia de las personas encargadas de operar los equipos y realizar los ensayos de los parámetros de calidad del hidrocarburo y las calibraciones y/o verificaciones requeridas. La competencia del personal deberá acreditarse mediante certificados o capacitaciones que cuenten con una vigencia mínima de un (1) año.

8. Nombrar un representante de la dirección o encargado de la gestión volumétrica y de medición, responsable

ante el Ente de Fiscalización. Para estos efectos se requiere informar previamente al Ente de Fiscalización y contar con su aceptación.

9. El representante del operador será el encargado de atender en los tiempos que lo indique el Ente de Fiscalización las solicitudes de información sobre sus sistemas y procedimientos para la medición de cantidad y determinación de la calidad de los hidrocarburos.

10. En toda Facilidad, deberá mantener en un lugar visible un diagrama de procesos del sistema de producción, tratamiento y medición, que indique claramente la ubicación de los Puntos de Medición Oficial y los Puntos de

Muestreo Oficial. PARÁGRAFO 1o. Para el caso de los Puntos de Medición Oficial que entreguen gas al SNT aplicarán las obligaciones establecidas en el presente artículo y todas las establecidas en el Reglamento Único de Transporte (RUT) en materia de medición. PARÁGRAFO 2o. Para efectos de la presente resolución también se extenderán los derechos y obligaciones a los prestadores de bienes y servicios que se encuentren relacionados con las actividades de medición descritas en este acto administrativo. Ir al inicio ARTÍCULO 5o. MEDICIÓN DEL VOLUMEN DE LOS HIDROCARBUROS. La Medición Oficial del volumen de los hidrocarburos que se recupere en todo pozo o Campo productor podrá ser Estática o Dinámica, dependiendo del tipo y características del fluido a medir y los volúmenes a manejar. La Medición Estática y Dinámica deberá realizarse de acuerdo con los equipos y procedimientos descritos en las Normas Técnicas Oficializadas que se señalan en el ANEXO 1. PARÁGRAFO. Durante el desarrollo de pruebas iniciales de producción o pruebas extensas de producción, se

podrán utilizar equipos y Facilidades instaladas de forma transitoria, cumpliendo con los lineamientos de la presente resolución y previa aprobación del Ente de Fiscalización. Ir al inicio ARTÍCULO 6o. DETERMINACIÓN DE CALIDAD DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS. Para efectos de determinar la calidad de los fluidos que se producen, el Operador deberá contar con un laboratorio que realice los ensayos requeridos cumpliendo con los requisitos técnicos de la norma ISO/IEC 17025 o aquella que la modifique o sustituya, sin necesidad de estar acreditado y que cuente como mínimo con los siguientes elementos:

1. Equipos, instrumentos e insumos para la medición de la gravedad API de acuerdo con lo descrito en la última versión de las normas ASTM D287, D1298, D5002 o API MPMS 9.0.

2. Equipos, instrumentos e insumos para la determinación del contenido de agua de acuerdo con lo descrito en la última versión de las normas ASTM D4006, D4007, D4377, D4928 o API MPMS 10.

3. Equipos, instrumentos e insumos para la determinación del contenido de sedimentos de acuerdo con lo descrito en la última versión de la norma ASTM D473.

4. Equipos, instrumentos e insumos para la determinación del contenido de sal conforme con lo establecido en la

norma ASTM D3230.

5. Equipos, instrumentos e insumos para la determinación del contenido de azufre conforme con lo establecido en la norma ASTM D4294 o D2622.

PARÁGRAFO 1o. El Operador podrá contratar los servicios de un laboratorio externo para la determinación de parámetros de calidad, que cumpla los requisitos de la norma ISO/IEC 17025.

PARÁGRAFO 2o. La medición del contenido de agua y gravedad API deberá realizarse diariamente sobre el crudo que sea cuantificado en los Puntos de Medición Oficial. La determinación del contenido de sedimentos deberá efectuarse como mínimo cada trimestre o cuando cambien las condiciones de producción. El ensayo de contenido de azufre deberá realizarse con frecuencia semestral. El contenido de sal deberá medirse diariamente siempre o cuando se realicen operaciones de entrega y/o Transferencia de custodia. PARÁGRAFO 3o. La determinación del contenido de agua en petróleo crudo en Puntos de Medición Oficial se realizará utilizando el método de titulación potenciométrica o volumétrica Karl Fischer (ASTM D 4928). Ir al inicio ARTÍCULO 7o. DETERMINACIÓN DE CALIDAD DE LOS HIDROCARBUROS GASEOSOS. Para determinar la calidad de los hidrocarburos gaseosos se deberá establecer, entre otros, la densidad, composición y poder calorífico. En los Puntos de Medición Oficial se deberá realizar como mínimo, una cromatografía semestral hasta los hidrocarburos C6+. Los ensayos de calidad se deberán realizar sobre muestras representativas tomadas en los Puntos de Muestreo Oficial, según la norma API MPMS Capítulo 14.1 última versión, u otra equivalente. PARÁGRAFO 1o. El Ente de Fiscalización de manera motivada, podrá establecer por razones técnicas en algunos casos un requisito de ensayo cromatográfico hasta C12+, así como una modificación a la frecuencia del ensayo. PARÁGRAFO 2o. Para los Puntos de Medición Oficial que entreguen al SNT, el análisis de la calidad del gas se

realizará de acuerdo con lo establecido en el RUT. Ir al inicio ARTÍCULO 8o. CALIDAD DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS EN EL PUNTO DE MEDICIÓN OFICIAL. Para establecer la calidad de los hidrocarburos líquidos se deberá determinar como mínimo la gravedad API, el contenido de agua y sedimentos, el contenido de sal y el contenido de azufre. Los hidrocarburos líquidos en el punto de Medición Oficial deberán propender por cumplir con las siguientes características de calidad:

1. Contenido de agua y sedimentos menor o igual al 0,5% en volumen.

2. Contenido de sal menor o igual a 20 libras de sal por cada mil barriles (PTB).

PARÁGRAFO 1o. Los ensayos de calidad se deberán realizar sobre muestras representativas tomadas en el punto de muestreo oficial, según requisitos de la norma API MPMS Capítulo 8. PARÁGRAFO 2o. En el evento en que no se logre obtener un producto dentro del 0,5% de contenido de agua y sedimentos, dicha condición deberá ser informada al Ente de Fiscalización. PARÁGRAFO 3o. Para los Puntos de Medición Oficial que entreguen a los transportadores del servicio público de transporte de crudo, el análisis de la calidad del crudo se realizará de acuerdo con lo establecido en la Resolución 72145 de 2014 o aquellas normas que la modifiquen o sustituyan, en relación con la actividad de transporte de crudo. Ir al inicio ARTÍCULO 9o. CALIDAD DE LOS HIDROCARBUROS GASEOSOS EN EL PUNTO DE MEDICIÓN OFICIAL. Los hidrocarburos gaseosos que sean medidos en Puntos de Medición Oficial y entreguen al SNT

deberán cumplir con las condiciones contractuales establecidas por las partes del contrato de entregas, o las condiciones del SNT. PARÁGRAFO. Para los Puntos de Medición Oficial que entreguen al SNT, el análisis de la calidad del gas se realizará de acuerdo con lo establecido en el RUT. Ir al inicio ARTÍCULO 10. SISTEMAS DE MEDICIÓN COMPARTIDOS. Uno o más Operadores podrán hacer uso de sistemas de medición compartidos en dos o más Campos, aun cuando sean de diferentes contratos y/o convenios de explotación, siempre y cuando se garantice la medición efectiva de los volúmenes de producción y su calidad, previa autorización del Ente de Fiscalización. En todo caso, cada Campo deberá contar con un