MINMINAS - Resolución 40537 de 2024

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RESOLUCIÓN NÚMERO DE

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Por la cual se establecen medidas en materia de exploración y producción de hidrocarburos

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA

En ejercicio de sus facultades legales, especialmente las conferidas por el numeral 8 del artículo 2 del Decreto 381 de 2012, el artículo 2.2.1.1.1.7 del Decreto 1073 de 2015, el numeral 2 del literal A del artículo 7 de la Ley 2056 de 2020, y

CONSIDERANDO

Que, de acuerdo con el artículo 334 de la Constitución Política de Colombia, el Estado intervendrá, entre otros, 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 oport unidades y los beneficios del desarrollo y la preservación de un ambiente sano.

Que, el numeral 2 del literal A del artículo 7 de la Ley 2056 de 2020 señala que es función del Ministerio de Minas y Energía establecer los lineamientos para el ejercicio de las actividades de exploración y explotación de recursos naturales no renovables y su fiscalización, entre otras, procurando el aseguramiento y optimización de la extracción de los recursos naturales no renovables, en consideración de las mejores prácticas de la industria.

Que, conforme con el numeral 2 del literal B del artículo 7 de la Ley 2056 de 2020, corresponde a la

aseguramiento y optimización de la extracción de los recursos naturales no renovables, en consideración de las mejores prácticas de la industria.

Que, conforme con el numeral 2 del literal B del artículo 7 de la Ley 2056 de 2020, corresponde a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, como entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, ejercer el seguimiento y control de los contratos y convenios, verificar la medición y monitoreo a los volúmenes de producción y el correcto desmantelamiento, taponamiento y abandono de pozos y facilidades.

Que el artículo 2.2.1.1.1.5 del Decreto 1073 de 2015 señala 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 internac ionales 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 establece que le corresponde al Ministerio de Minas y Energía revisar, ajustar y/o expedir las normas técnicas y procedimientos en materia de exploración y

Que el artículo 2.2.1.1.1.7 del Decreto 1073 de 2015 establece que le corresponde al Ministerio de Minas y Energía revisar, ajustar y/o expedir las normas técnicas y procedimientos en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos con vencionales continentales y costa afuera, las cuales 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, de acuerdo con lo establecido en el numeral 8 del artículo 2 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”.Página 2 de 65

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Que, mediante la Resolución 181517 de 2002 el Ministerio de Minas y Energía clasificó y definió los pozos exploratorios y de desarrollo de hidrocarburos.

Que, en el marco de sus competencias, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 181495 de 2009 “Por la cual se establecen medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos”, la cual regula y controla dichas actividades maximizando su recuperación final y evitando su desperdicio.

de 2009 “Por la cual se establecen medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos”, la cual regula y controla dichas actividades maximizando su recuperación final y evitando su desperdicio.

Que, mediante la Resolución 40048 de 2015 se modificaron los artículos 6, 13, 26, 27, 30, 32, 41, 43 y 60 de la Resolución 181495 de 2009 ampliando su contenido en materia de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y costa afuera.

Que, en la aplicación de los señalados instrumentos normativos, tanto por parte del operador jurídico como de la industria se han identificado oportunidades de mejora teniendo en cuenta la innovación tecnológica y las mejores prácticas aplicables en cada uno de los procesos, tanto en la exploración como en la producción de hidrocarburos. Igualmente, se propende por la armonización de la regulación frente a los diferentes instrumentos contractuales y ambientales establecidos para las actividades de exploración y producción de hidrocarburos, incluyendo la transición entre cada una de las etapas, así como por el cumplimento de las disposiciones ambientales aplicables a cada etapa del proceso.

Que la Ley 1523 de 2012 estableció la responsabilidad de las entidades públicas, privadas y comunitarias de desarrollar y ejecutar los procesos de gestión, conocimiento, reducción del riesgo y manejo de desastres, en el marco de sus competencias, su ámbito de actuación y su jurisdicción, como componentes del Sistema Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres. En el marco de este deber legal, los sujetos obligados deberán realizar un análisis específico de riesgo que considere los posibles

componentes del Sistema Nacional de Gestión del Riesgo de Desastres. En el marco de este deber legal, los sujetos obligados deberán realizar un análisis específico de riesgo que considere los posibles efectos de eventos naturales sobre la infraestructura expuesta y aquellos que se deriven de los daños de la misma en su área de influencia, así como los que se deriven de su operación. Con base en este análisis diseñarán e implementarán las medidas de reducción del riesgo y planes de emergencia y contingencia que serán de su obligatorio cumplimiento.

Que, en el marco las leyes 1931 de 2018 y 2169 de 2021 artículo 8, o las normas que las modifiquen o sustituyan, en relación con metas y medidas mínimas en materia de carbono neutralidad, resiliencia climática y directrices para la gestión del cambio climá tico, en concordancia con el Plan Integral de Gestión de Cambio Climático adoptado mediante la Resolución 40807 del 2 de agosto de 2018 y sustituido por la Resolución 40350 del 29 de octubre de 2021 del Ministerio de Minas y Energía, resulta de gran releva ncia conocer e incentivar los planes y estrategias empleadas por la industria petrolera, encaminadas a la carbono neutralidad, descarbonización de las operaciones, reducción, captura y/o compensación de emisiones, reducción en captación y vertimientos de a gua, implementación de proyectos de cogeneración con fuentes limpias o renovables, de eficiencia energética, investigación, transición energética, economía circular, entre otras.

Que, de acuerdo con distintas comunicaciones y escenarios de diálogo entre las empresas operadoras, el Ente de Fiscalización y el Ministerio de Minas y Energía, se identificó la necesidad de actualizar

transición energética, economía circular, entre otras.

Que, de acuerdo con distintas comunicaciones y escenarios de diálogo entre las empresas operadoras, el Ente de Fiscalización y el Ministerio de Minas y Energía, se identificó la necesidad de actualizar integralmente las medidas regulatorias en materia de e xploración y producción de hidrocarburos contenidas en las resoluciones 181517 de 2002, 181495 de 2009 y 40048 de 2015 con el propósito de unificar y clarificar las reglas allí fijadas para las operaciones relacionadas con las actividades de exploración y producción de hidrocarburos.

Que, mediante Memorando 3 -2024-009325 del 27 de marzo de 2024, la Dirección de Hidrocarburos emitió concepto a la Oficina Asesora Jurídica en el que sustenta la necesidad de expedir una nueva norma actualizando las disposiciones contenidas en las resoluciones 181517 de 2002, 18 1495 de 2009 y 4 0048 de 2015, resaltando como aspectos relevantes los siguientes:

“(...) Durante la etapa de diagnóstico de la Resolución, se detectó que los Operadores se encontraban con una dificultad importante a la hora de superar la etapa de exploración y dar inicio a la etapa de explotación, principalmente porque, aunque en muchos casos cumplían con todos los requisitos y la infraestructura adecuada para iniciar esta actividad, no podían presentar ante el Ente de Fiscalización la licencia ambiental global, toda vez que dicho trámite ante la ANLA, puede tardar entre 18 a 24 meses, no sólo por las etapas quePágina 3 de 65

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deben surtirse ante dicha autoridad, sino también, por la elaboración y presentación del Estudio de Impacto Ambiental por parte de los Operadores.

(…) en el proyecto normativo se contempla la inclusión de un periodo de “Producción temprana” el cual consiste en que “Treinta (30) días calendario antes de terminar el periodo de pruebas extensas y si aún está en trámite la licencia ambiental global -LAGo se demuestra la gestión de elaboración del estudio de impacto ambiental -EIArespectivo (…)

Se incluye disposición para el “Aprovechamiento de aguas de producción” , la cual consiste en que, “El Operador podrá evaluar la posibilidad de emplear el agua encontrada en una formación potencialmente productora de hidrocarburos como fluido para reinyección en proyectos de recobro mejorado o mantenimiento de presión, sin per juicio de lo exigido por la autoridad ambiental competente”.

Con el fin de aprovechar en superficie locaciones existentes o aprovechar la construcción de una plataforma que sea funcional para la perforación de pozos desviados que logren llegar a la profundidad esperada, independientemente de que se trate de áreas del mismo Operador o incluso de Operadores diferentes, en el proyecto normativo, se establece la posibilidad para perforar pozos desde áreas contiguas de diferentes contratos , siempre y cuando se cuente con las autorizaciones respectivas desde el punto de vi sta contractual y ambiental, previa autorización del Ente de Fiscalización.”

Que de acuerdo con el referido concepto técnico, es procedente actualizar la regulación prevista en las

siempre y cuando se cuente con las autorizaciones respectivas desde el punto de vi sta contractual y ambiental, previa autorización del Ente de Fiscalización.”

Que de acuerdo con el referido concepto técnico, es procedente actualizar la regulación prevista en las Resoluciones 18 1517 de 2002 , 181495 de 2009 y 4 0048 de 2015, considerando los avances tecnológicos y la realidad operativa del país, las mejores prácticas y los estándares internacionales de la industria, los principios de sostenibilidad, la protección del medio ambiente y la descarbonización, promover la máxima eficiencia de recobro de los hidrocarburos y armonizar las disposiciones con instrumentos contractuales, ambientales y el resto del conjunto normativo aplicable a las actividades de exploración y producción de hidrocarburos.

Que en cumplimiento a lo dispuesto en el numeral 8 del artículo 8 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 del 29 de abril al 14 de mayo de 2024 para comentarios de la ciudadanía, los cuales fueron analizados y resueltos en la matriz establecida para el efecto.

Que con el objeto de dar cumplimiento al artículo 7 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,

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 relación con lo dispuesto por el artículo 2.2.1.7.5.6. del Decreto 1074 de 2015, mediante radicado 2-2024-037430 del 30 de octubre de 2024 la Dirección de Hidrocarburos solicit ó concepto previo a la Dirección de Regulación del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo.

Que mediante radicado 1 -2024-050061 del 7 de noviembre de 2024, la Dirección de Regulación del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo conceptúo que: “(...) dado que la resolución no establece características de productos o bienes específicos, no se clasificaría como un reglamento técnico. Los reglamentos técnicos se aplican exclusivamente a productos comercializables (bienes), definiendo aspectos como composi ción, etiquetado o funcionalidad. En este caso, la resolución regula procedimientos operativos, criterios de seguridad y prácticas de gestión en actividades de exploración y producción, sin imponer especificaciones para ningún bien comercializable. Por lo tanto, al no definir características de ningún producto, la regulación se orienta a normativas de servicio, gestión y procesos en la industria hidrocarburífera, quedando fuera del alcance de un reglamento técnico según los acuerdos OTC”. De lo anterior, se concluye que no estamos ante la presencia de un reglamento técnico de aquellos que son objeto del Acuerdo de Obstáculos Técnicos (OTC) al Comercio de la Organización

acuerdos OTC”. De lo anterior, se concluye que no estamos ante la presencia de un reglamento técnico de aquellos que son objeto del Acuerdo de Obstáculos Técnicos (OTC) al Comercio de la Organización Mundial del Comercio y, en tal sentido no se requiere surtir las acciones de las que trata el artículoPágina 4 de 65

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2.2.1.1.1.8. del Decreto 1073 de 2015 asociadas al trámite de notificación ante la Organización Mundial del Comercio (OMC).

Que, el presente acto administrativo fija lineamientos técnicos en materia de exploración y producción de hidrocarburos, actividades que se desarrollan por los operadores en el marco de las obligaciones contractuales de los contratos de hidrocarburos que t ienen con la Nación. En este sentido, 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 de los operadores y la entidad de fiscalización, por lo que no le es aplicable lo establecido en el artículo 2.1.2.1.11 del Decreto 1609 de 2015, y no requiere ser sometido a concepto de la Dirección de Participación, Transparencia y Servicio al Ciudadano del Departamento Administrativo de la Función Pública.

Que, en mérito de lo expuesto,

RESUELVE

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1. Objeto. Establecer las medidas técnicas para el desarrollo de las actividades relativas a la exploración y producción de hidrocarburos en el territorio nacional, maximizar su recuperación final y

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1. Objeto. Establecer las medidas técnicas para el desarrollo de las actividades relativas a la exploración y producción de hidrocarburos en el territorio nacional, maximizar su recuperación final y evitar su desperdicio, empleando para ello las mejores prácticas de la industria y garantizando la protección del medio ambiente, en un contexto de desarrollo sostenible.

Artículo 2. Ámbito de aplicación . Las disposiciones contenidas en la presente resolución aplican a todas las personas jurídicas que desarrollen actividades de exploración y producción de hidrocarburos en el territorio nacional.

Parágrafo. Las operaciones costa afuera se regirán por lo establecido en la Resolución 40295 del 7 de octubre de 2020 del Ministerio de Minas y Energía o las normas que la modifiquen o sustituyan, salvo en aquellos temas que expresamente se indiquen en la presente resolución para dichas operaciones.

Artículo 3. Disposiciones complementarias. Las actividades reglamentadas por esta resolución están sujetas a todas las leyes, decretos, resoluciones y demás actos administrativos relativos a la protección de los recursos naturales, del medio ambiente, de las minorías étnicas y culturales, de salubr idad y de seguridad industrial, de los aspectos socio laborales y del ejercicio profesional de las labores asociadas, así como los Convenios 174 y 181 de la OIT y todos aquellos que los modifiquen, así como a las buenas prácticas de la industria petrolera.

Parágrafo. Es responsabilidad del Operador obtener y mantener vigentes las licencias y permisos requeridos por diversas autoridades para el desarrollo de cualquier actividad relativa al sector hidrocarburos.

prácticas de la industria petrolera.

Parágrafo. Es responsabilidad del Operador obtener y mantener vigentes las licencias y permisos requeridos por diversas autoridades para el desarrollo de cualquier actividad relativa al sector hidrocarburos.

Artículo 4. Definiciones y Siglas . Para la aplicación de la presente resolución, y en adelante en normativa complementaria o sustitutiva, o elementos contractuales a desarrollar por el Ente Regulador o por esta Cartera, se tendrá en cuenta las siguientes definiciones y siglas:

Abandono. Conjunto de operaciones que se ejecutan en el pozo para asegurar un aislamiento apropiado de las formaciones almacenadoras de gas y/o petróleo, así como de los acuíferos existentes con el fin de prevenir la migración de fluidos hacia la superficie del terr eno o del fondo marino, o entre las diferentes formaciones a través del hueco del pozo o el espacio anular entre el hueco y los revestimientos.

Abandono definitivo. Operación de abandono ejecutada cuando no hay interés de retornar al pozo por parte del Operador, que incluye la ubicación de tapones de cemento y/o mecánicos y/o materiales alternativos como cerámicos, resinas, polímeros, entre otros, como barrera primar ia y secundaria para aislar formaciones productoras de agua, gas o petróleo, garantizando un sello transversal (revestimiento – cemento – formación – sello litológico).Página 5 de 65

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Abandono temporal. Operación de abandono que se implementa considerando que, por diferentes razones, el Operador puede tener interés en reingresar al pozo. El cierre técnico del pozo exige la

hidrocarburos”

Abandono temporal. Operación de abandono que se implementa considerando que, por diferentes razones, el Operador puede tener interés en reingresar al pozo. El cierre técnico del pozo exige la instalación de tapones de cemento y/o mecánicos y/o materiales alternativos como cerámicos, resinas, polímeros, entre otros, como barrera primaria y secundaria para aislar formaciones productoras de agua, gas o petróleo, garantizando un sello transversal (revestimiento – cemento – formación – sello litológico), permitiendo la permanencia del cabezal de pozo para facilitar futuras intervenciones a consideración del Operador, previa autorización del Ente de Fiscalización de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos.

Acuífero. Unidad de roca o sedimento, capaz de almacenar y transmitir agua, entendida como el sistema que involucra las zonas de recarga, tránsito y de descarga, así como sus interacciones con otras unidades similares, las aguas superficiales y marinas.

Acuífero activo. Acuífero que posee la energía o presión suficientes, para migrar, movilizarse, manifestarse o producirse en un yacimiento de hidrocarburos, incrementándose el volumen allí disponible o evidenciando mayor RAP de manera continua, sin que sea causado por técnicas de recobro o procesos de disposición de agua.

Administrador del recurso hidrocarburífero. De conformidad con lo establecido en el Decreto Ley 1760 de 2003 y el Decreto 714 de 2012, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, tiene como objetivo administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover

1760 de 2003 y el Decreto 714 de 2012, la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, tiene como objetivo administrar integralmente las reservas y recursos hidrocarburíferos de propiedad de la Nación; promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos y contribuir a la seguridad energética nacional.

AGA ( American Gas Association ). La Asociación Americana de Gas, es una organización que desarrolla y publica estándares para la industria del gas natural.

Agua de formación. Agua presente en los poros de las rocas del subsuelo en una formación potencialmente productora de hidrocarburos, generalmente es salobre, y puede ser obtenida en superficie proveniente de la producción del petróleo y/o gas o como un fluido con alta saturación de agua que contiene trazas de hidrocarburos.

Agua de producción. Es el agua de formación obtenida en superficie, como subproducto de la producción de hidrocarburos, durante la vida útil del yacimiento.

Análisis PVT ( Pressure, Volumen and Temperature ). Conjunto de mediciones para determinar las propiedades físicas y análisis composicional de los fluidos a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas que se realizan a los hidrocarburos en laboratorio, simulando la presión inicial del yacimiento con el fin de predecir su comportamiento a diferentes presiones.

Análisis de riesgo. Evaluación de la naturaleza del riesgo para determinar el nivel de ocurrencia con el fin de adoptar las decisiones sobre las medidas de reducción del mismo y preparación para la respuesta. Incluye la estimación del riesgo (ISO/IEC, 2009).

ANSI (American National Standards Institute). Instituto Americano Nacional de Normas, encargado

fin de adoptar las decisiones sobre las medidas de reducción del mismo y preparación para la respuesta. Incluye la estimación del riesgo (ISO/IEC, 2009).

ANSI (American National Standards Institute). Instituto Americano Nacional de Normas, encargado de coordinar y acreditar las normas técnicas que elaboran diferentes entidades especializadas, tales como API, NFPA, ASME, entre otras, sobre diseño, fabricación, inspección y pruebas de equipos industriales utilizados en el montaje de plantas.

Anular. Espacio existente entre la pared del pozo y una tubería de revestimiento o entre dos objetos concéntricos o no concéntricos como dos sartas de tuberías de revestimiento o entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento de un pozo.

API (American Petroleum Institute ). Instituto Americano del Petróleo, encargado de estandarizar y normalizar diferentes materiales y equipos para la industria petrolera bajo estrictas condiciones de control de calidad. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas de insta laciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.Página 6 de 65

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API RP (Recommended Practices of American Petroleum Institute). Prácticas recomendadas por el Instituto Americano del Petróleo.

API STD (Standard of American Petroleum Institute). Estándar del Instituto Americano del Petróleo.

Área contratada. Superficie y su proyección en el subsuelo, debidamente identificada y alinderada, en la cual el Operador está autorizado para efectuar operaciones de exploración, evaluación y explotación de hidrocarburos, en razón de un Contrato.

la cual el Operador está autorizado para efectuar operaciones de exploración, evaluación y explotación de hidrocarburos, en razón de un Contrato.

Área de evaluación. Sin perjuicio de lo que sobre el particular establezca cada modelo de contrato, es la porción del área contratada en la cual el contratista realiza un descubrimiento y en la que ha decidido llevar a cabo un programa de evaluación para establecer o no su c omercialidad. Esta porción ha de estar enmarcada por un polígono preferiblemente regular en superficie que comprenda la envolvente de la proyección vertical en superficie de la estructura que corresponde al descubrimiento.

ASME (American Society of Mechanical Engineers). Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos, encargada de velar por la normalización de todo lo relacionado con ingeniería mecánica.

ASTM (American Society for Testing and Materials). Sociedad Americana para Ensayos y Materiales encargada de publicar estándares internacionales, documentos técnicos e información relativa a las características, materiales, productos, sistemas y servicios.

Barril de petróleo. Unidad de medida de volumen, normalmente utilizada para hidrocarburos líquidos que consta de cuarenta y dos (42) galones de los Estados Unidos de América, reportada normalmente a condiciones estándar.

Buenas prácticas de la industria del petróleo. 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 producción de hidrocarburos.

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 producción de hidrocarburos.

Hace referencia a las comúnmente emplead as por Operadores prudentes y diligentes en la industria global del petróleo, bajo condiciones y circunstancias similares y en cuanto no contraríen la ley colombiana.

BS&W ( Basic Sediment and Water ). Porcentaje de agua y sedimento básico contenidos en los Hidrocarburos Líquidos.

Cabezal de pozo. Componente que sobresale en la superficie de un pozo que actúa como interfaz estructural entre las tuberías al interior del pozo y los equipos en superficie, provisto de bridas dobles, válvulas y adaptadores diversos que proporcionan un medio para el control de la presión y regulación de flujo de un pozo en producción, inyección, disposición, monitoreo o perforación.

Cambio climático. De acuerdo con la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), corresponde al cambio de clima atribuido directa o indirectamente a la actividad humana que altera la composición de la atmósfera mundial y que se suma a la variabi lidad natural del clima observada durante períodos de tiempo comparables.

Campo o campo de producción o campo productor. 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.

Campo comercial. Porción del área contratada en cuyo subsuelo existe uno o más yacimientos descubiertos que el contratista ha decidido explotar comercialmente, de acuerdo con las condiciones de

estructural geológica y/o condición estratigráfica.

Campo comercial. Porción del área contratada en cuyo subsuelo existe uno o más yacimientos descubiertos que el contratista ha decidido explotar comercialmente, de acuerdo con las condiciones de cada modalidad contractual.

Cañoneo de pozo. Proceso mediante el cual se crean orificios en el revestimiento mediante disparos que pasan a través de la capa de cemento y se extienden dentro de la formación, para establecer una conexión efectiva entre la zona de interés y el pozo. En ocasiones, este p roceso se puede realizar conPágina 7 de 65

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el fin de perforar el revestimiento para establecer una conexión con el anular y realizar trabajos de cementación remedial o correctiva.

Caracterización de yacimientos. Actividades que permiten clasificar los yacimientos de hidrocarburos, según el tipo de fluido, los diagramas de presión y temperatura, el mecanismo de empuje inicial o mecanismo de producción, por las características petrofísicas y la configuración de las trampas geológicas.

Clasificación Lahee. Sistema para clasificación de pozos exploratorios, basado en el riesgo geológico que asume el Operador antes de perforar.

Clúster. Área física donde se encuentra más de un pozo y/o confluyen los fluidos provenientes de varios pozos.

Columna estratigráfica. Representación de las unidades