MINMINAS - Resolución 40317 de 2023

RESOLUCIÓN 40317 DE 2023

(abril 10) Diario Oficial No. 52.362 de 11 de abril de 2023 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA 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. LA MINISTRA DE MINAS Y ENERGÍA, en uso de las facultades legales y en especial las conferidas por el numeral 8 del artículo 2o y el numeral 4 del artículo 5o del Decreto número 381 de 2012, el artículo 7o de la Ley 2056 de 2020, y CONSIDERANDO: Que de acuerdo con lo establecido en el numeral 8 del artículo 2o del Decreto número 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 7o, literal A, numeral 2, de la Ley 2056 de 2020 señala que es función del Ministerio de Minas y Energía establecer los lineamientos para el ejercicio y fiscalización, 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 mediante la Resolución número 40066 de 2022 del 11 de febrero de 2022 el Ministerio de Minas

y Energía estableció los 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. Que dicho acto administrativo se expidió en consonancia con el artículo 1o de la Resolución número 181495 de 2009 por la cual se establecen medidas para regular y controlar las actividades relativas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, maximizar su recuperación final y evitar su desperdicio. Que el artículo 22 de la Resolución número 40066 del 11 de febrero de 2022 dispuso que el Operador deberá verificar anualmente la operatividad de las Teas del campo que se encuentre en producción, a través de un organismo de inspección debidamente certificado y acreditado por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC), con el fin de evaluar en campo el proceso de Quema de Gas Natural y determinar si se encuentra dentro de los rangos aceptables. Que, mediante escrito del 25 de noviembre de 2022, radicado MME 1-2023-001732, la Gerencia de Estrategia Regulatoria de Ecopetrol S. A. solicitó a este Ministerio establecer un plazo para el cumplimiento del artículo 22 de la Resolución número 40066 de 2022, teniendo en cuenta que en la actualidad no existen organismos de inspección acreditados por el ONAC que realicen las verificaciones de que trata el citado precepto. Adicionalmente requirió que el referido plazo quede sujeto a la definición, por parte del Ministerio de Minas y Energía, de los lineamientos técnicos

necesarios para realizar la verificación exigida. Que previa consulta formulada por este Ministerio, a través de radicado 1-2023-004790 de 3 de febrero de 2023, el Instituto Colombiano de Normas Técnicas (Icontec) remitió una serie de interrogantes en torno a la Resolución número 40066 de 11 de febrero de 2022. Por lo tanto, se evidencia la necesidad de realizar algunas precisiones en relación con el artículo 22 y otros aspectos que se regulan en la referida disposición, tales como el tipo de organismo competente para desarrollar la evaluación de la operatividad de las Teas, los requerimientos técnicos y metodologías que fijen el alcance de la evaluación de la Tea, entre otros. Que mediante radicado MME 1-2023-005792 del 10 de febrero de 2023 (radicado ANH 20235010018861 de 1 de febrero de 2023), la Agencia Nacional de Hidrocarburos manifestó a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía una serie de inquietudes en relación con la Resolución número 40066 de 11 de febrero de 2022, por considerar que se presentan dificultades para la aplicación de lo allí reglado por cuanto algunos de sus mandatos no resultan ser claros; así, evidenció la necesidad de ajustar la definición de “Facilidades Nuevas”, incluir la definición del término “Potencial de Emisión” para lograr la identificación de los operadores a quien les es aplicable o no, el programa de detección y reparación de fugas, brindar claridad a los procesos de calibración y certificación a instrumentos de medición y cuantificación de emisiones de gas natural, entre otros.

Que, adicional a lo anteriormente descrito, el Grupo Upstream de la Dirección de Hidrocarburos el día 11 de enero y 24 de marzo de 2023 procedió a corroborar en el Directorio Oficial de Acreditados del ONAC a través del link https://onac.org.co/directorio-de-acreditados/ con la ruta: Esquemas de Interés Nacional - Organismos de Inspección (OIN) - Tipo de Inspección - Sector Industrial, la existencia de organismos de inspección acreditados para evaluar dispositivos Tea, encontrando que no hay registro de organismos de inspección para realizar la actividad de evaluación de la operatividad de las Teas en facilidades para el sector industrial de energías no renovables, más específicamente de hidrocarburos. Que, mediante memorando 3-2023-003303 de 8 de febrero de 2023 el Grupo de Upstream de la Dirección de Hidrocarburos, ha identificado la necesidad de complementar y modificar algunas de las disposiciones establecidas en la Resolución número 40066 de 2022 del 11 de febrero de 2022, con el fin de precisar las condiciones, criterios y tiempos fijados para el cumplimiento de determinados requisitos, entre estos, adicionar definiciones y brindar precisiones a los requisitos exigidos para el cumplimiento de la operatividad de las Teas, así como a los medios usados para la cuantificación de emisiones y equipos utilizados dentro del proceso de producción de hidrocarburos. Que adicionalmente, de acuerdo con lo establecido en los artículos 24 y 29 de la Resolución número 40066 de 11 de febrero de 2022, se actualizó el Formato 30 DH para la presentación del Informe Mensual sobre Producción, Plantas y Consumos de Gas Natural y Procesado; no obstante, en los

referidos artículos se enunció erróneamente como “Forma 30 SEE” y “Forma 30 EE” respectivamente, lo cual no corresponde al formato actual y por lo tanto dichos preceptos deben ser ajustados. Que, de conformidad con lo expuesto, es necesario realizar las modificaciones pertinentes a la Resolución número 40066 de 2022, con el fin de brindar claridad a las empresas operadoras del sector hidrocarburos en el cumplimiento de sus obligaciones en torno a la detección y reparación de fugas, aprovechamiento, quema y venteo de gas natural. Que, teniendo en cuenta que la presente resolución no establece requisitos técnicos específicos sobre los dispositivos de combustión de gas natural, es decir, no versa sobre productos, sino por el contrario, tiene por finalidad ampliar los términos y precisar algunas condiciones señaladas, especialmente en el artículo 22 de la Resolución número 40066 de 2022, se concluye que no estamos ante la presencia de un reglamento técnico de aquellos que son objeto del Acuerdo de Obstáculos Técnicos al Comercio de la Organización Mundial del Comercio y, en tal sentido, no se requiere de la solicitud de concepto previo a que se refiere el artículo 2.2.1.7.5.6. del Decreto número 1074 de 2015. 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 números 40310 y 41304 de 2017, el presente acto administrativo se publicó en la página web del Ministerio de Minas y Energía, durante los días 13 al 16 de febrero de 2023 y los comentarios recibidos fueron analizados y resueltos en la matriz establecida

para el efecto. Que con el objeto de dar cumplimiento al artículo 7o de la Ley 1340 de 2009, modificado por el artículo 146 de la Ley 1955 de 2019, la Dirección de Hidrocarburos resolvió el cuestionario elaborado por la Superintendencia de Industria y Comercio de que trata el artículo 2.2.2.30.6 del Decreto número 1074 de 2015, concluyendo que el presente acto administrativo no tiene incidencia sobre la libre competencia, por lo que no requiere del concepto a que hacen referencia las mencionadas normas. Que, en mérito de lo expuesto, RESUELVE: ARTÍCULO 1o. Modificar las definiciones de “Facilidades Nuevas”, “Fuga de Gas Natural” y de la sigla “OGI”; adicionar las definiciones de “Gas Natural” y “Potencial de Emisión”, y la sigla “ILAC”, en el artículo 3o de la Resolución número 40066 de 2022, el cual quedará así: “Artículo 3o. 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 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”. □ ARTÍCULO 2o. Adicionar un parágrafo al artículo 16 de la Resolución número 40066 de 2022; en consecuencia, el citado precepto quedará así: “Artículo 16. Volumen de quema de gas natural económicamente inviable. Para efectos de sustentar un volumen de quema de Gas Natural Económicamente Inviable, el Operador deberá presentar un Estudio Técnico - Económico el cual debe considerar como mínimo la información y observaciones descritas en el siguiente cuadro: Ca¡,11tilo Co tenido ón Opon nidad~5. ,tM a rovec amiento: 5Cfl 1 • as las oircun s!an::iasq ue se pre5en1an 'i ,exiétenp ?..ralo giraru 11u so

ida e. nF ' iK ltJ cC af! cS iO ó ñ e d! ' del g~ co Q reCUl'SQp r,o,:;1\,ICIIYO.. 1~ cport1.:ni:ia~es, lrn,tema!i: tod'a!;, las pos 1:Jil"a dles de us□ del gas pres enles. en el c.impocomo re-inye,cción,g. enerad· éciirice,e tc. di! Ext~mas: loda s las posibi l dao:tesd e uso del g ais en, e aprD\'echemlenl:o, entano jel campo-como lo pueden ser el .apc:;yoa un d!egas. . pr0yectop l'C(u;I( :l;ri....o t ls1,c omunidad,v -enla gas. energía, AMlii!i!s etc. éc ICQ b. Proyectos de Relacró de s ~royectos qllile eJecutara en un tJempo apfO'llil!Ch l¡¡¡rrr.o del@ lnac!o y recursos rll rtdo (@-Qi pos, máqui11a , de gas. obras. aoeeuociones),_ a. Costos lmrcm;ió11; coslo para oner en ma deaprOV@C'ha•m . o. c,chamicnto. inversió11. • · --·- • mante er @ operación. mí.ento. .:ar el proyecto, de ieha Bnto de gas. ago regalrns, prooesos b. Beneficio Anallsls a:zadosO OtrQp uede ser la ge· eració n aloctrica con económico éOOf'IOffllCO'. -¡ alimrms. ilg8sos,

ventas. Veril.as:d e gas o energ1a• ro)ieclada~. Ingresosr!e c r-sosr ecllbllloGd ei proyecto productivo. IEsti ació , de los Costos de O peri;ició y los oone!ic:ios económ1eos0 speradose n el nC imerod,e a , • • ewluad'OSp .i,·.a cada llrwecio de ~1,h¡,rni!!lnl;o En la dater min amí n deI Varor PrnsQntfl Neto se debe er1leíl er q1J:eel , ropós o del proyecio es el aprovediarní~nto d0 ga~, llac11mdou so adGcuado do1 re.-curson atur.il no renovciJle. + VPN=-Jot-I:'. ' 1 (Hi" t :)':= - 1 ¡ ¡ -t (Hr -A, ) -t ·¡r,.¡, --; •••-t .(1·r -·. ¡ r. Donde flo) hwe-sióni nioiaP: e:.,e l v or OO::f'lómiq.:uoe rcprc~enb la aaqu "1ción ae lbs acti.lJO,'o& rocursos necesarios P9ra l~ d. • VPN. Valor puesta en marcha del pro)iecto a aprovech r.enlod e 1.1n Presente to. volumen e !'.las. (Ft) !Flujos efos de ef,ectivo:r ,epr esemanl a dife em:iae ntre bS be éfic:bs y Ccst . cte Op~rai:iYl ~e p:idran ob1eners.e por la ejoooció . <!epl royecto de aprove,ch.amie nta durante 1.1

11 mero ele1 ~rio-dCG. (ni N•l/lmerod e pa,rlodos:c an.lida d de arres 81/élluadoE-. (Jr}T 11s1d1e descl!lenlo: e.se. l porcentaje q e se re.stad e urn:1 canEiij-11e1s :- r;.:1.i dé fJ~o e e1e:tilf0 pmyect;ido ~n u eriode>:,, ,-arao l)1ener n 11so r pre,se:nte. K = 11!100 PARÁGRAFO 1o. El Estudio Técnico-Económico debe ser actualizado anualmente y será parte de la información requerida para la renovación del permiso anual de quema de gas natural al que se refiere el artículo 20. PARÁGRAFO 2o. Se podrá presentar un solo Estudio Técnico-Económico que contenga el análisis de varios campos de un mismo Operador que compartan condiciones geográficas y operacionales similares. PARÁGRAFO 3o. Los operadores que compartan condiciones geográficas y operacionales similares podrán acordar la presentación de uno o varios Estudios Técnico-Económicos que contengan el análisis de los respectivos campos, para contar con las oportunidades de aprovechamiento conforme a lo establecido en el presente artículo.”. ARTÍCULO 3o. Modificar el artículo 22 de la Resolución número 40066 de 2022, el cual quedará así:o “Artículo 22. Sobre la eficiencia de la Tea. El Operador deberá realizar anualmente la medición de la eficiencia del proceso de Quema de Gas Natural de las teas del campo que se encuentre en producción y deberá demostrar la conformidad de la medición de eficiencia de las teas a través de un informe de

inspección expedido por un organismo de inspección acreditado por el ONAC o por un organismo de acreditación miembro de ILAC bajo la norma NTC-ISO/IEC 17020 con alcance a los lineamientos técnicos, incluida la eficiencia mínima y la metodología que establezca la Entidad de Fiscalización. Dicho informe de inspección deberá ser reportado a la Entidad de Fiscalización anualmente, a través del informe de resultados que este establezca, dentro de los 30 días calendario posteriores a dicha inspección. La Entidad de Fiscalización, a más tardar el 31 de octubre de 2023, establecerá los lineamientos técnicos, incluida la eficiencia mínima y la metodología de que trata el inciso anterior, tanto para la evaluación de la eficiencia de la Tea como para la presentación del informe de resultados, en concordancia con estándares internacionales y mejores prácticas aplicables a la materia. Producto de la totalidad de las mediciones de eficiencia, obtenidas por cada Tea, entregadas por los operadores, la Entidad de Fiscalización determinará los rangos aceptables para la línea base nacional de la eficiencia de la Tea para el cumplimiento del presente artículo. La línea base nacional se tomará como referencia para las siguientes mediciones de la eficiencia del proceso de Quema de Gas Natural. La Entidad de Fiscalización emitirá comunicado con los rangos aceptables de la eficiencia de la Tea dentro de los 3 meses contados a partir de la fecha de radicación del primer informe de resultados por parte del Operador. Para la determinación de la eficiencia de la Tea se utilizará la mejor tecnología disponible para el monitoreo de la llama, como cámaras especiales para establecer la generación de humos por la quema

de hidrocarburos líquidos o drones de medición de emisiones para comprobar el estado del sistema de ignición de pilotos o cualquier otra tecnología que la Entidad de Fiscalización autorice. En el caso que se encuentren anomalías o condiciones que afecten la eficiencia de la Tea o se requiera una actualización tecnológica, el Operador deberá reportarlo de manera inmediata a la Entidad de Fiscalización mediante comunicación escrita. Así mismo, dentro de los 30 días calendario posteriores, deberá presentar un plan de corrección, reparación o actualización tecnológica, en el cual determinará el periodo de implementación de las medidas correctivas necesarias para dar cumplimiento a los lineamientos de eficiencia en Teas establecidos por la Entidad de Fiscalización. La Entidad de Fiscalización aprobará o rechazará el plan de corrección en un plazo no mayor a 30 días calendario después de recibirlo y, también podrá emitir recomendaciones. El periodo de implementación no excederá los 12 meses a partir de la aprobación del plan de corrección. No obstante, la Entidad de Fiscalización podrá prorrogar dicho plazo hasta por 6 meses siempre que exista una justificación por parte del Operador que así lo amerite. PARÁGRAFO 1o. La medición de la eficiencia del proceso de Quema de Gas Natural podrá hacerse directamente por los operadores siempre y cuando estén acreditados como organismo de inspección Tipo B acreditado ante el ONAC bajo la norma NTC-ISO/IEC 17020 o por un organismo de acreditación internacional miembro de ILAC, de acuerdo con los lineamientos técnicos que establecerá la Entidad de Fiscalización y que se refieren en el inciso primero del presente artículo. PARÁGRAFO 2o. El primer informe de resultados de eficiencia del proceso de Quema de Gas Natural

se deberá entregar a la Entidad de Fiscalización durante los 12 meses posteriores a la existencia en el territorio nacional del primer organismo de inspección Tipo A o Tipo B acreditado por el ONAC o por un organismo de acreditación miembro de ILAC bajo la norma NTC-ISO/IEC 17020, quienes deberán elaborar el informe que presentará el Operador. El mencionado término será susceptible de prórroga, previa aprobación de la Entidad de Fiscalización. PARÁGRAFO 3o. No obstante lo anterior, los operadores deberán demostrar la conformidad de la medición de la eficiencia del proceso de Quema de Gas Natural, dentro de los 12 meses posteriores a la expedición de los lineamientos técnicos y la metodología que establezca la Entidad de Fiscalización, a través de una declaración de prim