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Timestamp: 2018-08-17 19:20:18+00:00

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ACUERDO 24 DE 07 DE JULIO DE 2006
CONTENIDO:UNIDADES ADMINISTRATIVAS ESPECIALES. SE ADOPTA EL MANUAL DE SUMINISTRO DE INFORMACIÓN TÉCNICA Y GEOLÓGICA A LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. NOTA: EL ANEXO CORRESPONDIENTE AL MANUAL QUE HACE PARTE DEL PRESENTE ACUERDO PUEDE SER CONSULTADO EN LA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS.
“Por el cual se adopta el Manual de Suministro de Información Técnica y Geológica a la Agencia Nacional de Hidrocarburos”.
en ejercicio de sus facultades legales y en especial de las que le confiere el artículo 8º numeral 8.5 del Decreto-Ley 1760 de 2003, y
Que el Decreto-Ley 1760 de 2003 al disponer la escisión de la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol S.A., y crear la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, asignó dentro de sus funciones en el artículo 5º, numeral 5.6 la de “Administrar la información técnica existente y la que en el futuro se adquiera en el país y asegurar su preservación, integralidad y utilización como materia prima del proceso exploratorio de los hidrocarburos”;
Que el artículo 11, numeral 11.1 del Decreto 1760 de 2003 determinó que el patrimonio de la ANH estaría conformado, entre otros, por la información geológica y técnica contenida en el Banco de Información Petrolera, BIP, y sus activos asociados, los cuales le serían transferidos gratuitamente a la agencia por parte de Ecopetrol;
Que conforme al artículo 4º del Decreto Reglamentario 2288 de 2004, a la Agencia Nacional de Hidrocarburos le corresponde expedir el Manual de Suministro de Información Técnica y Geológica, en el cual se establecerá el tipo de información que las compañías petroleras deberán entregar a la ANH para alimentar el Banco de Información Petrolera, BIP, así como la que Ecopetrol S.A., haya generado en su antigua calidad de administrador de los recursos hidrocarburíferos de la Nación;
Que igualmente dispone la norma en mención que el manual de suministro de información técnica y geológica establecerá las condiciones de confidencialidad y reserva legal, las cuales deberán tener en cuenta las disposiciones contenidas en la Decisión 486 de la Comisión del Acuerdo de Cartagena, las aplicables en el ordenamiento jurídico y, en el futuro, aquellas que las complementen, adicione o modifiquen;
Que así mismo, el parágrafo del artículo 4º del Decreto Reglamentario 2288 de 2004, determina que la información que alimente el Banco de Información Petrolera deberá ser entregada a la Agencia Nacional de Hidrocarburos en las condiciones establecidas por el Archivo General de la Nación;
Que en la sesión del Consejo Directivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos del 23 de febrero de 2006, según consta en el Acta 2 de 2006, se puso en consideración y para aprobación de los miembros, el proyecto de Manual de Suministro de Información Técnica y Geológica a la Agencia Nacional de Hidrocarburos;
Que de conformidad con lo dispuesto en el artículo 8º numeral 8.5, el Consejo Directivo de la ANH en sesión del 20 de abril de 2006, aprobó la adopción del Manual de Suministro de Información Técnica y Geológica a la ANH;
ART. 1º—Adoptar el siguiente Manual de suministro de información técnica y geológica a la Agencia Nacional de Hidrocarburos:
Manual de suministro de información técnica y geológica a la agencia nacional de hidrocarburos
El Decreto 1760 del 26 de junio de 2003 creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en adelante la ANH, como ente administrador y regulador del recurso hidrocarburífero de la Nación.
Este decreto establece en su artículo 5º las funciones de la ANH, dentro de las cuales se encuentra administrar la información técnica existente y la que en el futuro se adquiera en el país y asegurar su preservación, integralidad y utilización como materia prima del proceso exploratorio de los hidrocarburos.
De igual manera el artículo 15 establece dentro de las funciones de la subdirección técnica, asegurar la preservación, administración e integración de la información técnica y geológica de hidrocarburos existente y que se adquiera en el futuro en el país y su utilización como materia prima del proceso exploratorio.
Así mismo el Decreto Reglamentario 2288 de 2004 en su artículo 4º, establece que la ANH debe expedir el manual de suministro de información técnica y geológica mediante acto administrativo.
De acuerdo con lo anterior, la ANH preparó este manual con el fin de que las compañías cumplan con la obligación de entrega de información adquirida o generada en el desarrollo de las actividades de exploración & producción.
La información técnica es fundamental en la planeación y desarrollo de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. Los datos y muestras del subsuelo, su calidad y análisis, así como los informes de las actividades de exploración y explotación, merecen un proceso de recolección, validación y organización por parte de la entidad administradora del recurso hidrocarburífero de la Nación, que permita su adecuada consulta.
Para tal efecto, la ANH preparó este manual, el cual es una guía de los procedimientos, información requerida, formatos y medios para que las compañías con derechos de exploración y explotación de hidrocarburos otorgados por el Estado, cumplan con la obligación de la entrega de información adquirida o generada, en los plazos y formas establecidas.
El incumplimiento de cualquiera de las normas del presente manual puede dar lugar a la imposición de las sanciones legales o contractuales a que hubiere lugar.
La actualización de este manual se realizará periódicamente de acuerdo a los nuevos formatos, tecnologías y requerimientos de la industria.
• Establecer el tipo de información, las normas y procedimientos para la entrega de la información técnica de exploración y explotación de hidrocarburos a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en el desarrollo de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, adelantadas mediante otorgamiento de derechos por medio de contratos, permisos y otro, suscrito con el Estado en el territorio colombiano.
• Dar cumplimiento a la ley, en particular lo establecido en el Decreto-Ley 1760 del 26 de junio de 2003, artículo 5º, numeral 5.6, la Ley 594 de 2000 (ley general de archivos), el Decreto 1895 de 1973, los demás decretos, resoluciones, acuerdos o normas que las reglamenten, modifiquen o sustituyan.
Este manual aplica para toda la información técnica generada y adquirida a partir de la publicación del presente acuerdo, en desarrollo de:
• Contratos de asociación, y demás acuerdos contractuales como son riesgo compartido, participación de riesgo, producción incremental, estudios de evaluación técnica, y otros, suscritos con Ecopetrol S. A.
• Concesiones vigentes y propiedades privadas.
• Operación directa de Ecopetrol S.A.
• Contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, de evaluación técnica y cualquier otro esquema contractual o de permisos que la ANH suscriba con personas jurídicas y/o naturales, nacionales o extranjeras.
• Acreditaciones de prospección superficial expedida por la ANH.
Para la información adquirida con anterioridad a la fecha de publicación de este acuerdo y que aún no haya sido entregada a Ecopetrol S.A., debe ser enviada al Banco de Información Petrolera, EPIS, cumpliendo con lo establecido en el manual de entrega de información técnica versión 2.2 de octubre de 2001, en cuanto a cantidad, medios, formatos, calidad y procedimiento de entrega.
3. Procedimiento para la entrega de información.
3.1. Lugar de entrega.
La información debe ser entregada en el sitio establecido en el capítulo II de este manual de acuerdo a su tipo, directamente al responsable de la recepción de información física según el lugar que corresponda. Los sitios para dicha entrega son: (en el capítulo II se especifican los lugares de acuerdo a la clase de información):
• Oficinas del BIP (EPIS): Servicio de información de exploración y producción
Actualmente (1) : Calle 100 Nº 13-21 (Schlumberger Surenco S.A.), piso 4º Proyecto EPIS. Bogotá. Tel.: 219 5103.
(1) Sujeto a modificación.
• Litoteca Nacional: Km. 7, autopista a Piedecuesta, Bucaramanga (Santander).
Para casos especiales como la toma de registros eléctricos en pozos y pruebas de producción, la Compañía (Contratista/Asociada) debe entregar en la locación al representante de Ecopetrol S.A., del Ministerio de Minas y Energía o de la ANH una copia de la información generada, tanto en papel como medio magnético (Ej.: LIS y LAS). Esta información será considerada como preliminar y no hará parte de la entrega que debe hacer la compañía a las instalaciones del BIP (EPIS).
Las direcciones arriba mencionadas podrán estar sujetas a cambios, los cuales serán notificados oportunamente.
3.2. Aspectos generales que deben tenerse en cuenta en el proceso de entrega de información.
1. La información que se entrega debe estar acompañada de una comunicación, debidamente firmada por un representante autorizado de la compañía, con la siguiente información básica mínima:
• Compañía asociada/operadora/contratista/evaluador/servicios.
• Contrato de exploración y explotación, concesión, operación directa de Ecopetrol S.A., u otro esquema de contratación o licenciamiento.
• Campo de producción (áreas y contratos en explotación).
• Fecha de entrega (día-mes-año).
• Tipo de información de exploración o explotación de hidrocarburos entregada (sísmica, pozos, cartográfica, programas gravimétricos, magnetométricos, informes, etc.). Se debe presentar la relación detallada de la información entregada, de acuerdo con lo establecido para cada tipo según el capítulo II de este manual.
• Medios y formatos de entrega.
2. La calidad, formatos específicos y medios de entrega se presentan en el capítulo II de este manual en sus cuadros correspondientes.
3. Toda la información debe venir debidamente identificada, depurada, rotulada y foliada.
4. Toda la información relacionada con ingeniería y geología de petróleos presentada al ministerio deberá estar firmada por un ingeniero de petróleos o un geólogo, respectivamente, con matrícula profesional (de acuerdo con lo establecido en el Código de Petróleos).
5. Los estudios e informes técnicos (texto, gráficas y figuras) deben venir en formato PDF, en un solo archivo generado desde Adobe Acrobat y debe incluir OCR. Igualmente, se deben entregar los archivos nativos (originales) en los que se hicieron las gráficas, figuras, tablas, mapas, etc. que se incluyen en el PDF.
6. Los archivos ASCII deben venir formateados o SDF (Standar Data Files).
7. La información debe cumplir con los procedimientos de organización establecidos en la ley general de archivos y sus reglamentos (ver anexo 6).
8. Para la información que deba ser aprobada por Ecopetrol S.A., en un contrato de asociación, el operador del contrato enviará la respectiva copia aprobada por dicha entidad.
9. En el capítulo II de este manual se presentan en forma detallada los productos que deben ser entregados para cada actividad. Si algún producto hace parte de un anexo de otro producto, no es necesario entregarlo nuevamente; siempre y cuando, cumpla con todo lo establecido en el manual de suministro de información en cuanto a contenido mínimo, formatos y medios, y sea debidamente identificado en el código de recepción con el cual se entregó.
3.3. Recepción y verificación física y técnica de la información.
1. Toda entrega de información técnica deberá realizarse personalmente por un empleado o una persona autorizada de la compañía contratista/asociada/operadora/servicios, en las oficinas donde opera el BIP (EPIS) o la Litoteca Nacional en Piedecuesta, de acuerdo con los sitios establecidos en este manual (ver capítulo II).
2. Cada tipo de información debe ser entregada inmediatamente finalice su adquisición en forma completa (una sola entrega) de acuerdo con los productos, contenido, medios, formatos y cantidades establecidos en el capítulo II de este manual. La información incompleta no será recibida.
Cuando se trate de información de sísmica de campo de gran tamaño, a solicitud de la compañía contratista/asociada/operadora, la ANH, a su sola discreción, podrá autorizar entregas parciales de este tipo de información.
3. El encargado del BIP (EPIS) o de la Litoteca Nacional, realizará una verificación física del material que se reciba y lo comparará contra la comunicación (remisión) de la compañía. La información que no esté explícitamente relacionada en la remisión se considerará como no recibida.
El funcionario colocará un sello, incluyendo fecha de recibido, como certificación de la entrega física de la información. El recibo de la remisión, no genera paz y salvo de entrega a satisfacción, puesto que está pendiente la verificación técnica.
4. Cumplido el paso referente a la entrega física de la información, dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha de recibido, el administrador del BIP (EPIS) o los funcionarios de la Litoteca Nacional (conforme al sitio de entrega establecido en el Capítulo II de este manual de acuerdo al tipo de información), harán una revisión del cumplimiento de los requisitos técnicos establecidos en este manual. Si durante dicho período de tiempo se encuentra que la información entregada no cumple con lo estipulado o que está incompleta, el administrador del BIP (EPIS) o de la Litoteca Nacional enviará una comunicación a la compañía contratista/ asociada/operadora, explicando las causas de la no-aceptación de la misma y solicitará nuevamente tal información, o la faltante. Si la información se recibió en forma completa y cumplió con lo establecido en el manual, la compañía contratista/asociada/operadora recibirá del administrador del BIP (EPIS) o de la Litoteca Nacional un “Recibido a satisfacción” de la información entregada.
5. Si la compañía no entrega la información faltante o la que no cumplió técnicamente con lo estipulado en este manual, dentro de los treinta (30) días calendario siguientes a la fecha de la solicitud, toda la información que fue entregada y relacionada en la comunicación de entrega se considerará como no recibida, para lo cual, el encargado del BIP (EPIS) o la Litoteca Nacional según corresponda, generará una comunicación indicando a la compañía contratista/ asociada/operadora, dicha situación, solicitando nuevamente tal información.
Si la información solicitada y entregada está completa y cumple lo establecido en el manual de suministro de información, la compañía contratista/ asociada/operadora recibirá del administrador del BIP (EPIS) o de la Litoteca Nacional, el “Recibido a satisfacción” de la información.
El BIP (EPIS), la Litoteca Nacional o la ANH podrán, en cualquier momento, enviar comunicaciones a las compañías requiriendo la entrega de información, cuando se identifique que esta no se ha entregado en forma oportuna de acuerdo con lo requerido en este manual.
4. Certificación del representante legal compañía.
Dentro de los sesenta (60) días calendario siguientes a la terminación de cada fase del período de exploración y de la finalización de cada año calendario del periodo de explotación o programa de evaluación, la compañía (contratista, asociada, operadora), deberá entregar a la ANH una certificación de su representante legal (en caso de que el contratista, asociada, estén conformadas por más de una compañía el representante será el de la compañía operadora o del representante de la asociada) en la cual garantice lo siguiente:
• Que verificó que la compañía entregó toda la información adquirida en desarrollo de las actividades de dicha fase o año calendario, según corresponda.
• Que cumplió con todas las normas establecidas en el manual de suministro de información técnica y geológica a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en lo relacionado con cantidad, calidad, medios y formatos.
• Que dio cumplimiento con lo establecido por el archivo general de la Nación.
• Que a la fecha de radicación de tal certificación no queda pendiente información por entregar.
El no entregar la certificación dentro del plazo señalado causará un incumplimiento al respectivo contrato o acuerdo de exploración y explotación de hidrocarburos.
Una vez recibida la certificación del representante legal, se realizará auditoría sobre la entrega de la información.
La entrega de todo tipo de información adquirida, reprocesada o interpretada en el ejercicio de la exploración y explotación de los hidrocarburos en el territorio colombiano es, por mandato legal y además por compromiso contractual, de obligatorio cumplimiento. Por tal motivo la ANH se reserva la facultad de realizar auditorías tendientes a la verificación de la entrega de la información y a la revisión técnica de la misma. El BIP (EPIS), la Litoteca Nacional o la ANH podrán solicitar en cualquier momento a las compañías la entrega de información que en dichas auditorías se identifique como faltante, incompleta o que no cumpla las normas técnicas de este manual.
6. De las condiciones de confidencialidad.
La información técnica entregada a la ANH de acuerdo con lo señalado en el capítulo II del presente manual, será considerada como confidencial así:
a) La información proveniente de i) Contratos de asociación y demás acuerdos contractuales como son riesgo compartido, participación de riesgo, producción incremental, estudios de evaluación técnica y otros suscritos con Ecopetrol S.A., ii) Contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, de evaluación técnica y de cualquier otro esquema contractual o de permisos suscritos por la ANH, iii) concesiones vigentes iv) propiedades privadas y v) acreditaciones de prospección superficial expedida por la ANH tendrán la condición de confidencial en los precisos términos en que se pactó en el respectivo contrato o acuerdo que origina la obligación de entregar la información técnica a la ANH;
b) La información proveniente de áreas de operación directa de Ecopetrol S.A., tendrá la condición de confidencial en los términos en que se pactó en el acta de entrega y recibo de la información geológica y técnica contenida en el Banco de Información Petrolera, BIP o de la Litoteca y en los respectivos convenios suscritos entre Ecopetrol S.A., y la ANH para la operación directa de un área;
c) La información que sea entregada a la ANH en casos distintos de los señalados anteriormente y que no tenga como fuente de la obligación un acuerdo o que en el acuerdo en el que se señala la obligación de entregar la información técnica a la ANH no se establezcan las condiciones de confidencialidad, corresponderá a la ANH establecerlas.
La ANH solo entregará a terceros información considerada como confidencial cuando sea necesario para cumplir alguna disposición legal, en los demás casos requerirá autorización previa del propietario de la información. Transcurrido el término de confidencialidad la ANH podrá disponer de esa información libremente.
II. Información técnica requerida
1. Información geográfica.
1.1. Información cartográfica.
Productos Contenido Formatos digitales Medios Lugar entrega
Mapas de infraestructura petrolera: mapas de localización de pozos, mapas de puntos (sísmica), mapas de cuencas, campos petrolíferos y rezumaderos, mapas de ductos, —oleoductos gasoductos, poliductos, estaciones de bombeo, mapas de tierra. Anexo 1 Papel y digital (CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm o cartucho IBM (ref.: 3590, 3490 E, 3480)) BIP (EPIS)
Mapas de cartografía física – básica (ons-hore y offshore)
Informe final seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente ocupacional y medio ambiente PDF Papel y CD
Auditorías programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente
Indicadores de accidentalidad y medio ambiente: frecuencia, severidad, incidentes ambientales
1.2. Sensores remotos.
Producto Formatos digitales Medios Lugar entrega
Fotografías aéreas con su respectivo mapa de líneas. Anexo l Papel fotográfico y archivos digitales (CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm o cartucho IBM (ref.: 3590, 3490 E, 3480)). BIP (EPIS)
Imágenes de radar y satélite. Papel y digital: CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm, o cartucho IBM (ref.: 3590, 3490E, 3480)
Informe de interpretación de fotos aéreas con el respectivo mapa imagen. PDF Papel y CD
Informe de interpretación de imágenes con el respectivo mapa imagen.
1.3. Levantamientos topográficos y camparas de posicionamiento.
Informe final de operación de topografía. PDF (anexo 1) Papel y CD BIP (EPIS)
Mapas topográficos. Papel y digital: CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm, o cartucho IBM (ref.: 3590, 3490E, 3480)
Información de coordenadas. ASCII (UKOOA) CD
Informe final seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Auditorías programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente.
Indicadores de accidentalidad y medio ambiente: frecuencia, severidad, incidentes ambientales.
1.4. Mapas temáticos de superficie y subsuelo.
Productos Formatos digitales Medios Lugar entrega
Mapas geológicos: paleogeográficos, paleogeológicos, paleomorfológicos, geomorfológicos, de distribución facial, litofaciales, estructurales en profundidad, mapas de características petrofísicas, geoquímicos, geofísicos, de producción, isobáricos, correlaciones estratigráficas, bioestratigráficas, etc. Anexo 1 Papel y digital (CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm o cartucho IBM (ref.: 3590, 3490E, 3480)) BIP (EPIS)
Mapas ambientales: fisiografía y suelos, cobertura vegetal, político-administrativo, zonificación de manejo, cuencas hidrográficas, zonificación ecológica, geológico para ambiental, geomorfológico, mapas climáticos, forestales, de pendientes, parques naturales, reservas ambientales, etc.
2. Estudios geológicos.
2.1. Geología de campo.
Informes de geología de campo
Productos Contenido Formato Medios Lugar entrega
Informe final de trabajo de campo Ubicación Anexo 1 Papel y CD BIP (EPIS)
Mapas geológicos en escala detallada y regional.
Debe incluir unidades geológicas, fallas, pliegues, orientación de estratos y fracturas, rezumaderos ordenados por coberturas. Anexo 1 Papel y digital (CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm, o cartucho IBM (ref.: 3590, 3490E, 3480)) BIP (EPIS)
Columnas estratigráficas con ubicación de muestras en escalas detallada y general Nombre unidad estratigráfica.
Espesor acumulado - Espero de cada unidad.
Descripción litológica.
Estructuras primarias y secundarias.
Cortes geológicos con mapa de localización y escalas vertical y horizontal.
Carteras de campo. PDF Papel y CD
Informe levantamiento columnas con inventario de muestras. PDF y tablas (ASCII)
Informe final seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. PDF
Muestras geológicas de campo
Productos Formato Medios Lugar entrega
Muestras provenientes de cartografías geológicas.
Ficha técnica Anexo 2 Anexo 2 Litoteca
2.2. Estudios de geoquímica.
Evaluación geoquímica regional. Incluyendo ubicación de muestras y resultados de los análisis. PDF y tablas (ASCII)
Para los análisis de cromatografía de crudos (GC, GC/MS y CG/MS/MS) entregar los archivos de los cromatógrafos, mapas de acuerdo al anexo 1 Papel y CD BIP (EPIS)
Informe de evaluación de roca fuente. Determinación de calidad de la materia orgánica. Pruebas iniciales básicas roca fuente. Carbón orgánico total-TOC.
Pirólisis: parámetros y resultados.
Caracterización de Kerógeno (materia orgánica insoluble). Aislamiento/Extracción de Kerógeno.
Examen microscópico tipo de Kerógeno, índice alteración termal, TAI, índice de coloración de esporas (SCI);
Medida reflectancia de vitrinita (Kerógeno, roca) análisis elemental (C, H, N), (S), (O). PDF y tablas (ASCII). Para los análisis de cromatografía de crudos (GC, GC/MS y CG/MS/MS) entregar los archivos de los cromatógrafos, mapas de acuerdo al anexo 1 Papel y CD BIP (EPIS)
Caracterización de bitumen (materia orgánica soluble). Extracción y determinación bitumen (C15+).
Al bitumen se le pueden realizar los mismos análisis del crudo (SARA, cromatografía gaseosa, biomarcadores, isótopos, etc.).
Informe de caracterización de crudos y extractos de roca (bitumen) Informe de resultados, tablas en papel y medio magnético Gravedad API
Contenido de niquel, vanadio y azufre (entre otros elementos).
Cromatografía gaseosa de whole oil, aceite (Cl-C35). Determinación distribución n-parafinas, relación pristano/fitano, índice de carbón preferencial.
Cromatografía líquida-Análisis SARA (fracción saturados, aromáticos, NSO, asfaltenos).
Cromatografía gaseosa de la fracción de saturados C10+ (determinación distribución n-parafinas, relación pristano/fitano, índice de carbón preferencial.
Isótopos de carbono; isótopos de azufre, isótopos de hidrógeno.
Biomarcadores de la fracción de saturados (terpanos, esteranos, diterpanos, etc.).
Biomarcadores de la fracción de aromáticos.
Informe de caracterización de gases Evaluación de gases Análisis gases hidrocarburos (C1 a C5, C6+).
Análisis gases no-hidrocarburos (Co2, N2).
Relación isótopo estable de Carbón C1, C2, C3; relación isótopo estable de hidrógeno en Cl; relación isótopo estable de hidrógeno en Co2.
Inventario de todas las muestras adquiridas con sus respectivas coordenadas geográficas y de Gauss.
Mapa de localización de los puntos donde se tomaron muestras.
Informe de caracterización de gases Evaluación de gases Tabla con todos los resultados de los análisis geoquímicos realizados.
Descripción del método utilizado para determinar las anomalías geoquímicas.
Mapas de las anomalías geoquímicas.
Análisis e interpretación de las anomalías geoquímicas determinadas.
Evaluación geoquímica regional, incluyendo ubicación de muestras y resultados de los análisis, correlaciones crudo-crudo y crudo-roca. Pueden existir mapas de distribución de la calidad de las rocas generadoras y de las familias de crudos y gases. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Informes de modelamiento geoquímico, 1-D, 2-D, pseudo-3Do3-D. Modelamiento de los procesos de generación, expulsión y migración de hidrocarburos.
Informe de modelamiento de evolución o madurez termal.
Informe final seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente.
Muestras de geoquímica
Productos Formato y medios Lugar entrega
Muestras de geoquímica provenientes de cartografía geológica, corazones convencionales, de pared (SWC), y/o ripios. Anexo 2 Litoteca
Metadatos y formatos.
2.3. Estudios de bioestratigrafía.
Productos Contenido Formato y medios Lugar entrega
Reportes bioes- Tipo de análisis: foraminíferos, nanofósiles, palinomorfos, dinoflagelados, palinología, etc.
Ubicación de las muestras (pozo, sección estratigráfica o de cartografías), mapa de ubicación de muestras analizad. Descripción litológica de las muestras.
Comentarios generales sobre la sección estudiada: % de recobro, tipos de fósiles o muestras estériles, medida de separación de toma de muestras, etc.
Formación y edad de donde se toma la muestra analizada. PDF papel BIP (EPIS)
tratigráficos Nombre fósil: nombre de cada taxón de acuerdo a reglas internacionales de taxonomía. Se realiza siguiendo patrones de nomenclatura taxonómica, en cuanto a definición de especies conferidas, afines, tipos, especies informales, inciertas, etc. y CD
Atributos fósiles: cualquier característica adicional de los fósiles o cualquier proceso taxonómico que lo haya afectado.
Cantidad de fósiles: número o cantidad de cada taxón presente, reportado por el analista y expresado en números enteros.
Otros microfósiles: conteo absoluto de fósiles reportados por el analista y que no hacen parte del tipo de estudio y hacer referencia a sus atributos, fragmentos de fauna: nombres de fragmentos de fósiles asociados a los diferentes taxa analizados, conteo absoluto de estos.
Reportes bioestratigráficos Minerales: nombres de minerales, fragmentos de roca y demás accesorios identificados por el analista, asociados a los diferentes taxa analizados.
Paleoambiente asignado por el analista a la muestra.
Definición de zonas bioestratigráficas: siguiendo las normas de guía internacional. Se deben separar las diferentes zonas de acuerdo a los tipos de estudios bioestratigráficos realizados.
Estado de preservación de los fósiles analizados (estimado cualitativo dado por el analista).
Resumen bioestratigráfico por intervalos: tipos fósiles, formales e informales, que fueron determinantes de edad, zona y ambiente. Hacer referencia a la(s) carta(s) patrón (citas bibliográficas o anexo), utilizadas para hacer las zonaciones y determinar edades. PDF, papel y CD BIP (EPIS)
Información de palinofacies y de geoquímica orgánica Relacionado con los análisis palinológicos: tipo de materia orgánica: clasificación que hace el palinólogo del tipo de materia orgánica encontrada en la muestra, en porcentaje, índice de alteración, color de esporas: apreciación visual cualitativa que hace el analista en cuanto al color de la materia orgánica en una muestra de palinología. Índice de alteración termal (TAI) que se estima a través de la comparación visual del color de una partícula dada, con los estándares preestablecidos, valor inicial y final del TAI, ya que generalmente se presenta como un rango.
Carta de distribución (dispersión) de los fósiles analizados. Debe mostrar comportamiento de los diferentes taxa contra profundidad o espesor, incluyendo la abundancia de fósiles, edad, zona, paleoambiente e información litoestratigráfica si se conoce la fuente de las muestras.
Los análisis de palinología deben incluir información geoquímica orgánica y de palinofacies, y para análisis de micropaleontología, incluir información sobre minerales y accesorios asociados a fósiles. PDF y tablas (ASCII) Papel y CD
Informes de correlación Bio-cronoestratigráfica.
Muestras de bioestratigrafía
Productos Formato y medios Lugar y entrega
Muestras provenientes de cartografía geológica, corazones convencionales, de pared (SWC), y/o ripios. Anexo 2 Litoteca
2.4. Estudios de petrografía.
Informes de petrografía
Productos Contenido Formato-medios Lugar entrega
Reportes de análisis de secciones delegadas Descripción de la secuencia estratigráfica de pozo o de la sección estrafigráfica, con la ubicación de las muestras analizadas. PDF y fotos (TIFF) papel y CD BIP (EPIS)
Descripción general y detallada de cada muestra: tipo de roca; minerales del armazón; minerales accesorios; matriz; cemento; tipo de porosidad e interconexión; observaciones; tabla de conteo de los 250 puntos.
Descripción de la metodología empleada en el análisis de las secciones delgadas y las clasificaciones de rocas utilizadas.
Fotografías con y sin nicoles cruzados, con su leyenda.
Estudios de diagénesis: descripción pefrográfica detallada; difracción de rayos X: porcentajes de minerales, volúmenes y fracciones de arcilla; scanning electron microscopy (SEM), incluyendo microfotografías de cada muestra analizada.
Interpretación de ambiente y diagénesis.
Informe final seguridad industrial salud ocupacional y medio ambiente. Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. PDF papel y CD BIP (EPIS)
Productos Formatos Medios Lugar entrega
Muestras provenientes de cartogafías geológicas, corazones convencionales, de pared (SWC) y/o ripios. Incluir secciones delgadas. Anexo-2 Litoteca
Metadatos y formatos
3. Estudios geofísicos.
3.1. Métodos potenciales.
3.1.1. Magnetometría.
Adquisición, procesamiento e interpretación
Producto Contenido Formato Medios Lugar entrega
Cartera de campo. Papel y CD
PDF Papel y digital (CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm o cartucho IBM (ref.: 3590, 3590E, 3480)) BIP (EPIS)
Informe final de campo Metodología seguida.
Descripción de los instrumentos utilizados. Calibraciones de los equipos.
Sistema de posicionamiento utilizado. Metodología para ajustes de cierres.
Informe de reducción de datos: indicar el IGRF y número de orden de coeficiente empleado para remoción del campo regional, metodología y aplicación de variaciones diurnas y seculares, controles de calidad de campo y bases (referencia IGAC), descripción de anomalías y resultados.
Informe final de interpretación. Metodología empleada.
Separación de anomalías residuales, reducciones y continuaciones analíticas.
Operadores aplicados al campo observado.
Interpretación geológica de los resultados.
Interpretación de profundidad al basamento y/o configuración de cuencas sedimentarias.
Metodología empleada (deconvolución, métodos manuales, etc.).
Todos los detalles del procesamiento e interpretación (métodos, procesos, fórmulas y resultados obtenidos).
Informe final de susceptibilidad de roca Localización, coordenadas y propiedades petrofísicas de las unidades geológicas de las rocas empleadas en la interpretación de los datos
Mapas y perfiles de interpretación. Mapas de líneas de vuelo o localización de traversas y estaciones magnetométricas. GIS, ASCII, CGM, (anexo 1)
Mapa de intensidad tagnética total (corregida). El intervalo de contorno deberá ser representativo de la exactitud del levantamiento.
Mapas y perfiles de interpretación: reducciones, continuaciones analíticas, aplicaciones de modelamiento e inversión.
Mapas y secciones transversales con la interpretación geológica de los resultados.
Datos de campo. Datos crudos de campo (por cada traversa) en columnas con estos campos: traversa #, estación #, fecha y hora, fiducial, lectura del altímetro, levación del terreno, lectura del magnetómetro, lectura del magnetómetro base (variación diurna) y demás datos. ACSII puro CD BIP (EPIS)
Datos de procesamiento. Datos de procesamiento y reducción en columnas, con los campos: traversa #, estación #, fecha y hora, fiducial, coordenadas de la estación, elevación de la estación, intensidad magnética total (IMT) observada, IMT corregida, IGRF para la estación, IMT residual.
Informe final seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. PDF Papel y CD
* Todos los mapas y figuras deberán contener un número secuencial, título adecuado, escala, marcas de referencia de coordenadas, dirección del norte y demás datos necesarios para su exacta interpretación.
3.1.2. Gravimetría.
Carteras de campo PDF Papel y CD BIP
Informe final de operaciones y datos de campo. Curvas y memorias de calibración del instrumento.
Curvas de derivación instrumental.
Estaciones base red nacional y estaciones base de campo, localización X, Y, Z y gravedad observada o conocida.
Por cada estación leída: estación #, fecha, hora, lectura instrumento, lectura en mGal, corrección por mareas, corrección instrumental, cierre del circuito y gravedad observada, en mGal.
Por cada estación leída: estación, latitud, longitud, elevación y demás datos planimétricos.
Tabla de calibración del instrumento (si es Lacoste & Romberg).
Archivos separados de datos del DEM, de la digitalización topográfica o de fuente utilizada para elaboración modelo digital de terreno utilizado en las correcciones por terreno.
Informe final y datos de procesamiento Memorias de procesamiento, indicando explícitamente fórmula para cálculos de gravedad teórica, red base, cierres de circuitos y de correcciones por terreno para cada estación.
Memorias de compilación de datos o investigaciones para determinar densidades de roca, clasificadas por litología o formación geológica, y columna sedimentaria en estudio.
Memorias de interpretación, detallando método usado para separación de anomalías, interpretación densidades de roca, métodos y resultados interpretación cualitativa y cuantitativa, cálculo anomalía completa de Bouguer.
Datos procesamiento interpretación por cada traversa: identificación, coordenadas, elevación, gravedad observada, gravedad teórica, anomalía aire libre y las columna calculadas para diferentes densidades (una de d=2.67 g/cc y otra para la densidad de proceso o de campo interpretada): corrección por curvatura, anomalía completa de Bouguer, regional y residual. ASCII
Informe final. Interpretación cualitativa: tendencias de anomalías, anomalías de interés exploratorio, interpretación cuantitativa: separación regional/residual, densidades de las distintas unidades litológicas presentes, modelos de dos dimensiones con interpretación geométrica y de densidades. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Informe final seguridad Industrial salud ocupacional y medio Ambiente Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente
Auditorías programas seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente
Mapas y perfiles de interpretación. Mapa de localización de estaciones gravimétricas, mapa topográfico del área con las mismas fuentes de corrección. GIS, ASCII, CGM, (anexo-1) Papel y digital (CD, DVD, minidisk, DATA 4 mm, exabyte 8 mm, o cartucho IBM (Ref.: 3590, 3490E, 3480)).
Mapa gravedad observada (mGal), intervalo contorno debe ser representativo de la exactitud del levantamiento.
Mapa de anomalía de aire libre
Mapa de anomalía completa de Bouguer.
Mapa de anomalía regional.
Mapa de anomalía residual interpretada.
Perfiles, uno por cada traversa, comparando elevaciones topográficas con anomalía de aire libre y anomalía completa de Bouguer.
Secciones transversales de interpretación geológica, mapas de interpretación: estructural, profundidad estimada del área estudiada.
Perfiles y secciones transversales interpretación: modelamiento en 2D, inversión, modelos densidades.
Perfiles, uno por cada traversa, comparando anomalías completa de Bouguer con anomalía regional y anomalía residual.
3.1.3. Geoeléctrica y magnetotelúrica.
Informe final de operaciones de campo PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Informe final de procesamiento
Informe final de interpretación. Interpretación geológica de los datos, mostrando los resultados de las observaciones contra los modelos empleados y las conclusiones correspondientes.
Perfiles con la resistividad aparente deducida y secciones transversales indicando la geología interpretada para cada sección.
Datos de campo y procesamiento. Datos de adquisición: estación #, coordenadas, elevación, medidas de campo. ASCII CD
Datos de procesamiento.
Mapas y perfiles de interpretación. Configuración de arreglos localización estaciones de campo. Anexo 1 Papel y CD
Observaciones de campo y errores asociados.
Perfiles de datos observados y calculados.
Perfiles de interpretación: resultados de modelamiento e inversión y otras técnicas.
Perfiles de resistividad aparente de roca.
Secciones transversales de geología interpretada.
Mapas distribución de estaciones con perfiles de resistividad contra profundidad para cada estación (cartas de distribución de resistividad aparente).
Mapas de interpretación (ISO-resistividad, conductividad, etc.).
3.2. Sísmica 2D, 3D, 3C, y otros.
3.2.1. Adquisición.
Estudios y permisos ambientales:
Estudio impacto ambiental, plan manejo ambiental y/o resolución licencia ambiental, auditoría ambiental (si se requiere). PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Diseño y programa "Preplot" (puede ser entregado en otro informe). PDF y gráficos en CGM, PDF, TIFF o JPEG Archivos sps para 2D y 3D (anexo 3)
Reporte semanal (entregar a la ANH en cualquier formato pero como mínimo la información solicitada por la ANH en medio digital).
Soporte de adquisición Registros de Casa Blanca (reporte observador): OBS, SUM, TAP, etc.
Informe y/o notas registradas en la adquisición.
Ubicación programa y línea/swath registrado.
Listado coordenadas finales ajustadas (formato UKOOA con todos sus campos llenos).
Listado offsets, compensaciones, recuperaciones, Bm''s, cruces, etc.
Diagrama de cruces, mapa de Uphole time, mapa de profundidad y tamaño de carga, mapa de raw amplitudes, esquema postplot de la línea/swath, esquema ambiental de la línea/swath, esquema de la línea/swath, perfil de la línea/swath, diagrama de cobertura (fold) de la línea/volumen.
Apilados preliminares (uno por línea, formato Seg- y e imagen) con ganancia, deconvolución y velocidad de apilamiento y para adquisición multicomponente entregar un apilado por componente. Interventoría y/o auditoría en campo.
Para programas sísmicos 3D multicomponente (3D/3C) o programas multicomponente que involucren fuentes multicomponente (3D/9C), se recomienda que todos los canales registrados se entreguen grabados secuencialmente en un mismo cartucho (canales P, Sx y Sy) debidamente numerados, el resto de productos de adquisición son los mismos de un 2D o 3D normal.
Reporte finales de operaciones deben incluir conclusiones y recomendaciones). Informe final acción social: cronograma actividades; copias actas acuerdo; personal encargado relaciones con la comunidad; consecución personal; plan inversión social; conclusiones y recomendaciones. PDF, gráficos TIFF o JPEG
Informe final administración: políticas administración; personal grupo: nombres, asignaciones; cronograma actividades; paz y salvo pago salarios.
Informe final control calidad: cronograma actividades, equipos control calidad, metodología para revisión pruebas experimentales, metodología para revisión.
información de campo, diseño final en campo, estadística resultados (baja o buena energía comparada con apilados y su análisis).
Informe final logística: cronograma actividades, organización campamentos, descripción equipos usados (instalaciones y operación), relación equipos alquilados y paz y salvos.
Informe final perforación y carga: cronograma actividades, características equipos perforación y carga, cantidad de carga utilizada y distribución por pozo, estadística pozos perforados por línea, profundidad, etc., parámetros técnicos aplicados.
Reporte finales de operaciones (deben incluir conclusiones y recomendaciones). Informe final procesamiento de campo: cronograma actividades, características equipos procesamiento de campo, parámetros técnicos aplicados, secuencia procesamiento y análisis de resultados obtenidos. PDF'' gráficos TIFF o JPEG Papel y CD BIP (EPIS)
Informe final registro: cronograma actividades, pruebas iniciales equipo adquisición, mantenimiento y reparación (instrumentos), pruebas periódicas de geofonos, cables, baterías y cajas, descripción y especificaciones técnicas equipos de registro usados, parámetros técnicos empleados en el registro.
Informe final refracciones: cronograma actividades, pruebas experimentales iniciales para refracciones, características técnicas equipo usado, reportes adquisición de refracciones, mapa post-plot refracciones.
Informe final tierras: cronograma actividades, pago permisos y daños, resumen estadístico y de costos de actas de vecindad.
Informe final topografía: cronograma actividades, descripción equipos empleados para topografía y GPS, metodología y parámetros de operación aplicados, estadísticas, producción coordenadas finales red de GPS y puntos de control, conclusiones y recomendaciones. Anexos: cambios y modificaciones puntos de control, listado BM''s y pozos amarrados, copia certificaciones IGAC, listado helipuertos, marcas permanentes (BM''s), cuadros de ajuste, descripción por línea, problemas presentados, total estaciones, puntos de tiro, etc., certificación calibración equipos, localización proyecto. - Mapas: mapa ubicación proyecto, mapa final puntos disparo, mapa accesos, localización campamentos y municipios, mapa red puntos GPS, mapa cierres topográficos, mapa de puntos de control (BM''S, GPS''S, NP''S, vértices).
Ukooas ajustadas. (Anexo 3) CD
Registro sísmico de campo. 3490, 3590, 3490E
Mapa final de adquisición. Tiff o Jpeg Papel y CD.
Sección apilada en "bruto de campo". (Anexo 3)
Formatos, metadatos y etiquetas o rótulo del medio.
3.2.2. Proceso y reproceso.
Reporte final de proceso y reproceso Cronograma actividades. PDF, gráficos TIFF o JPEG Papel y CD BIP (EPIS)
Analista responsable del (re) procesamiento.
Equipos y software para el (re) procesamiento.
Pruebas realizadas (pre-processing test).
Secuencia de procesamiento.
Parámetros empleados en el procesamiento.
Diagrama mapa de fold cobertura.
Mapa de las líneas/swaths procesados.
Tipos proceso obtenidos (stack In-In, stack out-out, mig In-In, mig out-out, migración en profundidad, procesos especiales, migraciones con diferentes porcentajes de velocidades, etc.).
Tabla de las relaciones CDP/SP para las líneas, (Bin''s) inlines o crosslines procesados.
Campos de velocidades.
Velocidades RMS o modelos de velocidad utilizados en SEGY o en código ASCII.
Valores de todas las estáticas aplicadas y que se coloquen en los headers.
Gathers procesados SIN la aplicación DMO.
Imagen sección sísmica procesada o reprocesada TIFF, CGM Film, papel- y CD
Línea sísmica apilada. SEG-Y 3490, 3590, 3490E
Ukooa de campo usada - Ukooa de proceso o reproceso (generada), debe incluir: SP- estación - CDP - XYZ- Ukooas de los Bin''s para programas 3D. UKOOA CD, exabyte
Campos de velocidades - Velocidades de apilamiento para cada línea. ASCII
Archivos SPs empleados - Tabla de relaciones CDP/SP obtenidos en el proceso.
Formatos, metadatos y etiquetas o rótulo del medio. Anexo 3
3.2.3. Interpretación.
Informe final de interpretación. Marco regional e hipótesis geológicas. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Descripción horizontes: edades, equivalencias, tipo horizonte (discordante-conforme).
Mapa de interpretación horizontes. Marco de coordenadas planas y geográficas. GRID, ZMAP, Geoframe, GES, CAD, E00 y Shapes Files (anexo 1)
Ubicación referencial programa (límites político-territoriales).
Polígonos de horizontes y fallas con sus nombres.
Leyenda trabajo (título, contratista, cliente, cuenca, zona, área programa, horizonte descrito en el mapa, escala, códigos de símbolos, fechas y autores de original y las revisiones / aprobaciones.
Elevación de referencia de la sísmica.
Secciones interpretadas sísmicas. Marcación de los horizontes. CGM o TIFF a color
Nombre horizontes interpretados.
Profundidad horizontes interpretados.
Leyenda sección (nombre línea, contratista, cliente, cuenca, zona, área programa, escala, fechas, etc.).
Interpretación sísmica (medio magnético-horizontes y fallas). ASCII CD
Archivos de mallados ASCII (Grids)
Backup proyecto en software de interpretación de Geoquest, Landmark, con su relación de contenido: coordenadas (pozos, campo, zonas, etc.), nombre del proyecto, información cultural, nombre de fallas, topes, zonas, horizontes, tipos de mapas con sus contornos, datos culturales, interpretación geológica, mallas, gris, checkshot, desviación, curvas, sintéticos, SEG-Y, y demás información generada.
(Se debe entregar solo cuando se utiliza un software especializado). Backup: parámetros generales para subirlo al aplicativo, información guardada, software, sistema operativo, versión, comando empleado.
Formato Back-Up: proj_name.dmp (oracle); proj_name.tar (oracle); info.dat (oracle); proj_name.tar.z (oracle); proj_name. gf66 (geoframe) Exabyte 8 mm o DATA 4 mm
Formatos, metadatos y etiquetas o rótulo del medio Anexo 3
NOTAS: Todos los productos deben ser entregados, excepto el backup, el cual solo se entrega cuando se hace.
Para el caso de sísmica 3D la entrega de las secciones sísmicas interpretadas en papel es opcional.
3.2.4. Control geológico de campaña sísmica.
Informe final de campo Análisis geológico regional. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Estratigrafía general y detallada del trazado de la línea sísmica.
Mapa geológico 2 kilómetros a lado y lado del trazado de la línea sísmica.
Cortes geológicos a lo largo de la línea sísmica.
Mapa ubicación y descripción de las muestras de afloramiento y zanja de perforación.
Copia de informes de análisis de muestras (petrografía, bioestratigrafía y geoquímica).
Mapas geológicos generados en el control. GIS, ASCII, CGM, Geoframe, Zmap, CAD, Geographix, GRID-TIFF, JPEG, CDR, CVS (anexo 1).
Columna estratigráfica generalizada. Anexo 1
Muestras provenientes del control geológico de la campaña sísmica. Anexo 2 Litoteca
NOTA: Esta información se debe entregar solo en caso de que se haya realizado el control geológico de compañía sísmica. Para este ítem se deben entregar los productos generados.
4. Pozos exploratorios y/o de desarrollo (productores e inyectores).
Prognosis geológica Localización y mapa del área. PDF Papel y digital (CD, DVD, o minidisk) BIP (EPIS)
Tabla de pronóstico marcadores geológicos.
Columna estratigráfica generalizada.
Interpretación de líneas sísmicas.
Correlación estratigráfica y estructural.
Mapas estructurales tope objetivos exploratorios.
Programa de evaluación de formaciones.
Informe del Prospecto (folleto) Marco geológico regional.
Programa perforación: brocas, lodos, revestimientos, cementación, costos por actividad.
Póster del pozo (puede venir en la intención de perforar).
Intención de perforar (forma 4CR)-Aprobado por el Ministerio de Minas y Energía.
Resolución mediante la cual se otorga la licencia ambiental.
NOTA: Para los pozos de desarrollo se debe entregar la información que fue aprobada por el Ministerio de Minas y Energía (forma - 4CR y todos los soportes). Igualmente, la licencia ambiental, plan de manejo ambiental, estudio de impacto ambiental y demos estudios requeridos y aprobados por el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial.
4.2. Perforación.
4.2.1. Informes parciales de perforación.
Producto Contenido mínimo Formato Medios Lugar entrega
Informes diarios de perforación (geología e ingeniería). Información resumida: litología, manifestaciones hidrocarburos, actividades perforación, datos lodo, tipo broca, datos de desviación - método de proyección utilizado, se deberá materializar un punto de precisión geodésica obtenido por satélite y aceptado por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi , IGAC, con su respectiva señal azimutal, costos diarios y acumulados de perforación. PDF, excel o word. Papel y CD BIP (EPIS)
Informe quincenal de perforación (forma 5 CR-geológico y de ingeniería). PDF y excel, tabular (ASCII) Anexo 4.
4.2.2. Muestras.
Producto Formato - Medios Lugar entrega
Corazones convencionales Anexo 2 Litoteca
Corazones de pared (SWC)
Muestras de zanja (húmedas y secas)
4.2.3. Pruebas de producción.
Pruebas iniciales, DST, MDT (muestra), Build Up; Drop Down; Fall off; Interference Test extensas Datos generales Datos intervalo (MD, TVD, tope, base, formación geológica); nombre pozo; tipo de herramienta; tipo de prueba (TCP-DST); diseño sarta; tipo prueba de presión; fluidos y presiones esperados; parámetros y descripción cañoneo; compañía de servicios. PDF imagen (PDS o CGM), gráficos (tiff), datos (ASCII), registros (LIS y LAS) PDF, imagen PDS o CGM, gráficos (tiff), datos (ASCII), registros LIS y LAS Papel y CD papel y CD BIP (EPIS)
BIP (EPIS)
Pruebas de fondo Información de pozo y medidas (conexiones equipos, información de válvulas en el pozo, esquema locación pozo, completamiento pozo); hoja técnica registradores; secuencia eventos; gráficas presión-temperatura vs. Tiempo (Gradiente); datos digitales presión y temperatura; informe de validación de la prueba (gráfico historia rata de flujo, tabla secuencia eventos, resumen períodos de flujo; diagramas (gráfico de diagnóstico Log-Log, gráfico generalizado Homer/Superposition, gráfico de simulación de presión de verificación); datos de gráficas; supuestos implícitos; resultados (caudales, presiones, presión inicial, factor de compresibilidad, daños formación, permeabilidad, movilidad, radio investigación, índice de productividad); cartas de campo, estado mecánico; hojas calibración equipos; nomenclatura de términos; datos de gráficas; supuestos implícitos; resultados (caudales, presiones, pensión inicial, factor de compresibilidad, daños formación, permeabilidad, movilidad, radio investigación, índice de productividad); cartas de campo, estado.
Pruebas de superficie Información de pozo y medidas (conexiones equipo, información válvulas en el pozo, esquema locación pozo, completamiento pozo; secuencia eventos); resultados (caudales diferentes presiones y choques; temperaturas, propiedades fluidos aceite, agua y gas, salinidad, gravedad API, resistividades, gravedad específica); diagrama de equipos, cartas de campo; hojas de calibración equipos; nomenclatura términos.
Pruebas iniciales, D S T, M D T (muestra), Build Up; Drop Down; Fall off; Interference Test; extensas Informe análisis prueba Reporte final pruebas presentado compañía servicios. PDF, imagen (PDS o CGM), gráficos (TIFF), datos (AII), registros (LIS y LAS) PDF, imager (PDS o CGM), gráficos (TIFF), datos (AS-CII), registros (LIS y LAS) Papel y CD Papel y CD
Descripción y propiedades de los fluidos producidos.
Períodos de flujo (tiempo, presión, temperatura).
Caudales producidos para los diferentes fluidos en separador (presión, temperatura, etc.).
Propiedades y muestras de fluidos producidos (viscosidad, API, etc.).
Presión y temperatura medida durante la prueba en cabeza pozo (WHP, THP, CHP, CHT).
Presión y temperatura en el intervalo probado (propiedades de fondo).
Datos generales intervalo probado (MD, TVD, tope, base, formación geológica).
Descripción y parámetros de la herramienta de medición en fondo (presión, caudal).
Descripción y parámetros de la actividad de cañoneo.
Diagramas superficie y pozo, equipos a utilizar en prueba, especificaciones geométricas.
En las sartas se deberá presentar OD, ID y longitud de cada componente.
Sensores deben presentar fechas última calibración y programación registro para prueba.
Especificar tipo de coordenadas de pozo usadas.
Anexar registro desviación de pozo para toda prueba, especialmente para gradientes estáticos y/o dinámicos.
Los datos registrados por los sensores, deben mostrarse en tiempo transcurrido en horas, indicando fecha y hora exacta a la que corresponde el tiempo igual a a cero y adicionalmente se puede presentar el tiempo en reloj (fecha y hora).
Para cualquier flujo de pozo se debe anexar la hoja técnica con toda la información de la operación donde se causó el flujo, especialmente si es "suabeo", bombeo hidráulico, mecánico, electro-sumergible o gas-lift. La información debe incluir las propiedades del fluido extraído que se hayan logrado medir en campo.
En interpretación mostrar los datos de yacimiento y de pozo usados para tal interpretación y su fuente.
En la gráfica de diagnóstico se debe mostrar la derivada radial con sus regímenes de flujo y todos los gráficos especializados (flujo radial, lineal, bilineal, esférico, cartesiano, etc.) correspondientes a tales regímenes.
En interpretación de resultados indicar modelos de yacimiento, fronteras y almacenaje usados y parámetros calculados de acuerdo a los regímenes encontrados y la técnica empleada (ajuste limas, curvas tipo, simulación analítica, etc.) para los modelos.
Informe terminación oficial (forma 6CR).
Permisos para trabajos posteriores a la terminación oficial (forma 7CR).
Informe sobre presión estática de fondo (forma 8 CR).
Informe sobre trabajos posteriores a la terminación oficial (forma 10CR).
Solicitud de permiso para terminación múltiple (forma 11CR).
Permiso sobre instalaciones de bombeo neumático-gas lift (forma 12CR).
NOTA: La compañía deberá informar con mínimo cinco (5) días de anticipación a la ANH sobre la toma de registros de pozo, corazonamiento, pruebas, y demás operaciones vitales en la perforación del pozo, para enviar un representante a la ejecución de dichos trabajos. La compañía debe entregar copia de toda la información obtenida en campo al profesional que la ANH designan para asistir a estas operaciones. La información que se entregue en campo al testigo de la ANH es información adicional a la que debe ser entregada en el BIP (EPIS). En el informe final de las pruebas se debe entregar dicha información organizada e interpretada de acuerdo a este manual.
4.3. Completamiento de pozos.
Informes de completamiento de pozos
Producto Formato Medios Lugar entrega
Informe terminación oficial (forma 6CR), aprobada por el Ministerio de Minas y Energía, informe de completamiento. PDF, excel y ASCII Papel y CD BIP (EPIS)
Solicitud de permiso para completamiento múltiple (forma 11CR), aprobada por el Ministerio de Minas y Energía.
Permiso e informes trabajos posteriores perforación (formas 7 y 10CR) aprobadas por el Ministerio de Minas y Energía.
Informes de recompletamiento y reacondicionamiento de pozos.
Informe de auditoría ambiental.
Póster del pozo.
4.4. Abandono de pozos.
Informes de abandono de pozos
Informe de justificación de abandono e informe de taponamiento y abandono (forma 10A CR).
Póster del pozo
4.5. Muestras.
4.5.1. Rocas (subsuelo).
Análisis de corazones convencionales
Informe final análisis básicos Sistema de preservación del núcleo. PDF, imagen (TIFF), datos (ASCII)
Registro de core gamma y espectral.
Corte longitudinal del núcleo para análisis.
Fotografías a color a luz blanca y ultravioleta pie a pie.
Porosidad al helio a presión ambiental y a confinamiento hidrostático.
Permeabilidad al aire a presión ambiental y a confinamiento hidrostático.
Densidad de grano.
Saturación agua y aceite por Dean Stark.
Fotografía luz natural y U.V
Descripción litológica y sedimentológica: identificación de litologías, texturas, impregnaciones de aceite y estructuras sedimentarias. Anexo 2 Papel y CD BIP (EPIS)
Análisis geoquímico (de acuerdo con la tabla 2.2).
Análisis bioestratigráfico (de acuerdo con la tabla 2.3).
Análisis petrográfico (de acuerdo con la tabla 2.4).
Informe de análisis de fracturas.
Informes de análisis avanzados Presión capilar por plato poroso, centrífuga e inyección de mercurio. PDF, gráficos (PDF, TIFF), datos (ASCII)
Distribución tamaño de poros por inyección de mercurio.
Propiedades eléctricas, mediciones de dos y cuatro terminales a presiones de confinamiento e intercambio catiónico.
Humectabilidad por inhibición.
Mediciones de permeabilidad líquida. Compresibilidad del espacio poroso.
Sensibilidad de las arcillas y la roca a presiones y temperaturas de confinamiento.
Permeabilidad relativa agua —Petróleo y gas— líquido en estado estable realizada a condiciones de ambiente y yacimiento.
Velocidad crítica a condiciones ambientales y de yacimiento.
Pruebas iniciales para evaluar daños de formación.
Análisis de corazones de pared (SWC)
Informe final de pruebas básicas Saturaciones de fluidos por retorta o Dean Stara PDF, datos (ASCII), gráficos (PDF, TIFF) Papel y CD BIP (EPIS)
Porosidad por sumatoria de fluidos o porosímetro
Permeabilidad empírica
Corazones de pared Anexo 2 Litoteca
Análisis de muestras de zanja (ripios)
Evaluación geoquímica (de acuerdo con la tabla 2.2). PDF y tablas (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Evaluación bioestratigráfica (de acuerdo con la tabla 2.3).
Evaluación petrográfica (de acuerdo con la tabla 2.4).
Muestras de zanja. Anexo 2 Litoteca
4.5.2. Fluidos (caracterización).
Muestras de fluidos (crudo, agua, otros) Anexo 2 Litoteca
Caracterización crudo atmosférico (BSW, API, S, N2, V, parafinas, asfaltenos, flash point, poor point y viscosidades). PDF
Procedimientos de laboratorio, resumen datos, fluido yacimiento para PVT, resumen datos control de calidad de muestra, composición muestra del fluido del yacimiento, datos de la relación presión - volumen, dato compresibilidad a temperatura definida y diferentes presiones, dato vaporización diferencial a temperatura definida, dato de viscosidad, prueba de separador muestra fluido yacimiento, composición separador de muestra de gas, resumen datos ajustados de vaporización diferencial ajustados a condiciones superficie, nomenclatura y ecuación ajustada vaporización diferencial a condiciones de superficie.
Pruebas PV5 Información cómo llegan muestras a laboratorio. PDF, gráficos y (PDF, TIIF), tablas ASCII Papel y CD BIP (EPIS)
Información general pozo.
Descripción pruebas realizadas en el PVT (CCE, CVD, DL, etc.).
Condiciones presión y temperatura realización pruebas.
Estudio comportamiento fases asfaltenos y parafinas.
Estudio comportamiento fases gas condensado.
Estudio comportamiento fases petróleos volátiles.
Estudio de miscibilidad (slim tube) e hinchamiento.
Análisis parcial (PVT) proyectos inyección agua.
Compatibilidad fluidos (agua-petróleo y agua-agua) a condiciones ambientales y de yacimiento
Informe completo de parámetros de cada prueba.
Mediciones en campo punto rocío y contenido de humedad.
Caracterización físico-química agua formación.
Gases: cromatografía de gases C12+ (Nitrógeno (N), Co2); contenido en gases de H2S
Informe de muestreo (compañía que realizó toma de muestra en pozo): cómo se realizó, fecha, campo, nombre pozo, ingeniero muestreo; secuencia de eventos; diagrama sarta muestreo; condiciones flujo del pozo antes del muestreo; estado mecánico pozo; si el muestreo es en superficie datos condiciones de operación separadores donde se tome la muestra; información general pozo, intervalo productor, formación, coordenadas, elevación; diagrama facilidades superficie; hoja muestreo: Identificación de la muestra, condiciones transporte, transferencia y producción pozo en el muestreo.
Cromatografía para gases y fluidos incluyendo huellas digitales de petróleo, destilación a alta temperatura y análisis PARA.
Contenido H2S.
Estudio comportamiento fases (PVT) petróleos negros, muestras tomadas fondo y/o separador.
4.6. Registros.
4.6.1. Registros de pozo (hueco abierto y revestido), datos direccionales y sísmica de pozo.
Adquisición - Imagen PDS o CGM o TIFF o PDF sin paginar. Papel, película y digital (CD, DATA 4mm o exabyte 8 mm). BIP (EPIS)
Adquisición - Datos DLIS, LIS, LAS ASCII, (direccionales). CD o exabyte o DATA 4 mm.
Edición o procesamiento - Imagen PDS o CGM o TIFF o PDF sin paginar Papel color y CD
Procesamiento - Datos DLIS, LIS, y LAS CD, exabyte 8 mm o DATA 4 mm
Informe final de procesamiento o interpretación de registros de pozo, datos direccionales y de sísmica. PDF Papel y CD
Formatos de presentación, contenidos, medios, etiquetas. Anexo 3
4.6.2. Registro gráfico compuesto.
Imagen Encabezado o well header: nombre pozo; contrato; compañía operadora; localización y coordenadas Gauss preliminares o definitivas; cuenca; profundidad final (MD, TVD y/o TVD''s); formaciones productoras; intervalos probados; intervalos productores; datos producción inicial; fecha iniciación y terminación perforación; fecha completamiento o abandono; clasificación final pozo. PDF, PDS, TIFF, CGM Film, papel y CD BIP (EPIS)
Convenciones litológicas, operacionales, manifestaciones de hidrocarburos y demás parámetros del gráfico.
Mapa de localización del pozo.
Gráfico del estado mecánico final.
Resumen de registros de pozo.
Resumen de lodos.
Resumen de revestimiento y cementación.
Revestimiento en profundidad.
Intervalos taponados.
Pruebas (intervalos cañoneados y resumen de resultados).
Intervalo corazonado diferenciando lo recuperado.
Muestras de pared recuperadas.
Intervalos operacionales importantes.
Niveles geológicos guía.
Sección registrada (debe contener): topes formaciones (interpretados con los registros) y TVDSS; edad formaciones; curvas RoP, GR, SP; curvas CALIPER (CAL), BIT SIZE.
Datos de curvas Características curvas: definidas las unidades y sus respectivas edades, escritas en forma vertical, sentido base-tope. LAS, DLIS, LIS CD
Orden de las curvas:
Primer track: En su orden: GR, Bit Size, Caliper, SP. Escalas de acuerdo con registros del área. Se recomienda escala única de 4-24 pulgadas para Caliper y Bit size.
Segundo track RoP. Identificar variaciones.
Tercer track: Litología interpretada.
Cuarto track: Manifestaciones de aceite (excelente-buena- regular-pobre).
Quinto track: Curvas de cromatografía.
Sexto track: Registros resistivos, (mínimo tres curvas).
Séptimo track: Registros de porosidad densidad, neutrón, sónico.
Incluir curva de efecto fotoeléctrico.
Octavo track: Descripción litológica.
Noveno track: Datos de desviación y dirección del pozo y dirección y buzamiento de capas, método de proyección utilizado. PDF, PDS, TIFF, CGM Papel (color) y CD
4.7. Informe final de pozo.
4.7.1. Informe final de geología.
Final de geología - compañía de servicios (Mud Logging) Localización (departamento municipio, coordenadas de superficie y fondo origen Bogotá, cuenca, contrato, elevaciones: mesa rotaria, Kelly Bushing y Ground Level). PDF, PDS, TIFF, CGM, ASCII Papel y digital (CD, DVD o minidisk) BIP (EPIS)
Personal operación taladro (especificaciones técnicas); lodos (mudlogging), brocas e intervalos.
Topes formaciones por litología, espesores y edades, resumen unidades geológicas.
Registros tomados, registro litológico "MD" y "TVD", descripción control direccional pozo, datos desviación.
Registro litológico de perforación: Well Header (nombre pozo, contrato, compañía operadora, clasificación inicial y final, localización, coordenadas preliminares y definitivas, elevación, fecha iniciación-terminación perforación, profundidad final; convenciones litológicas, manifestaciones hidrocarburos y demás parámetros del gráfico.
Sección registrada debe contener información del pozo, la operación y las observaciones conforme a los estándares de la API: profundidad; datos de lodo y parámetros de perforación, curva velocidad perforación (ft/hr) ROP); datos de logtime; avance y costos diarios; curva GR (si se tomó); datos broca; litología porcentual; litología interpretada (según ROP, GR y litología porcentual); datos revestimiento; diámetro hueco; curvas de gas total; curvas de cromatografía diferenciando tipos de gas de hidrocarburos (en ppm); manifestaciones de aceite (de forma cualitativa y gráfica VP-VG); tazas; datos desviaciones (DS) para pozos verticales y (DIR) para pozos direccionales; datos de topes tentativos de unidades geológicas; problemas mecánicos en perforación; descripción litológica y manifestaciones aceite; curvas de Shale Density y calcimetría solubilidad (si fueron tomados durante la perforación).
Gráficos de ingeniería (principales) que deben ser presentados por la compañía de servicios:
Final de geología - Compañía de servicios (Mud Logging). Gráfico de acumulación de gas: mínimo debe tener ROP, GR; profundidad; litología interpretada; curvas de Gas Total (unidades) y cromatografía (PPM o %); Char R; Wet R; Bal R. PDF, PDS, TIFF, CGM, ASCII Papel y digital (CD, DVD o minidisk) BIP (EPIS)
Drilling parámeters log: mínimo debe tener: curvas ROP, datos de brocas y revestimientos; profundidad; litología interpretada; curvas Wob, Hookload; curvas tabla RPM, Torque; curvas peso lodo entrando (MDIn) y peso lodo saliendo o flujo (FLT); curvas Pump pressure (PP).
Pressure log: con al menos las siguientes columnas: ROP; curvas de gas total hidrocarburos) y otos gases que se presenten durante la perforación; curvas de D Exponent (DEXP) y D Exponent corregido (DCEX); curvas de Fm Pressure, Fracture Gradient y densidad de circulación equivalente (ECD).
Intervalos de cementación y pruebas de fracturamiento.
Resumen análisis hidrocarburos: tabla manifestaciones hidrocarburos (descripción, calificación) y otros gases.
Resumen de calcimetría.
Descripciones de muestras de zanja, corazones, muestras de pared (SWC).
Final de geología - compañía operadora Localización y ficha técnica pozo (coordenadas de superficie y fondo origen Bogotá, cuenca, contrato, elevaciones: mesa rotaria, Kelly Bushing y Ground Level, profundidad final (MI) y TVD), trampa prospectada, clasificación inicial y final del pozo, estado mecánico final).
Topes y descripción formaciones geológicas definitivos, espesores medidas y verticales, columna estatigráfica.
Interpretación y evaluación geológica final en la que se incluyan todos los mapas de superficie, mapas al tope de las formaciones geológicas presentes, incluyendo tope de la unidad objetivo.
Análisis estructural (cortes geológicos y estructurales, mapas estructurales y en tiempo formaciones objetivo).
Interpretación del registro de velocidad, sismograma sintético, listado de tiempo-velocidad, función de velocidad.
Descripción e interpretación de las manifestaciones de hidrocarburos.
Registros de pozo corridos e interpretación completa de los mismos, incluyendo los probadores de formación.
Perfiles estructurales donde se observe la trayectoria total del pozo.
Informes de análisis de laboratorio, petrográficos, palinológicos, bioestatigráficos, geoquímicos.
Informe de análisis de corazones y muestras de pared (SWC).
Información de buzamientos y espesores reales.
Informe de sísmica de pozo.
Evaluación económica, lecciones aprendidas, conclusiones y recomendaciones.
4.7.2. Informe final de ingeniería.
Informe de ingeniería - companía de servicios Informe compañías: brocas, cementos, control direccional, tratamiento cortes y fluidos residuales, fluidos perforación y completamiento. Debe contener descripción y análisis de operaciones, costos, conclusiones y recomendaciones. PDF (incluidos todos los anexos) y anexos en su formato de acuerdo con este manual Papel y digital (DC, DVD o minidisk) PIB (EPIS)
Informe gestión ambiental y social: ejecución interventoria y trabajos gestión social en área de influencia, balance inversión social, evaluación y recomendación de procesos realizados.
Informe de ingeniería - compañía operadora Localización (departamento, municipio, coordenadas Gauss superficie y fondo origen Bogotá, cuenca, contrato, elevaciones: mesa rotaria, Kelly Bushing, terreno), ficha técnica, compañías y personal a cargo de la operación, estado mecánico final.
Informe de ingeniería - compañía operadora Resumen de perforación (historia cronológica de la perforación y avance diario). PDF (incluidos todos los anexos) y anexos en su formato de acuerdo con este manual Papel y digital (DC, DVD o minidisk) PIB (EPIS)
Información geológica: topes, descripción geológica formaciones programadas y halladas.
Análisis tiempos programado Vs. ejecutado, costo programado vs. ejecutado, curva avance de perforación y curva de costo Vs. profundidad.
Distribución tiempo durante perforación, indicando tiempo neto perforación, circulación y problemas.
Análisis, conclusiones y recomendaciones: lodo utilizado por fase, cementaciones y brocas.
Reporte direccional sobre el pozo (desviado o con side track).
Tablas de los parámetros de perforación, reportes y gráficos de BHA.
Tratamiento cortes y fluidos residuales, reportes control derrumbes y desgaste revestimiento.
Registros eléctricos tomados (registro-fecha-corrida-intervalo-comentarios).
Resumen de la hidráulica del pozo.
Diseño de cabeza de pozo.
Pruebas de integridad o Leak off test.
Análisis: presiones poro y fractura, operacionales por fase, herramientas, materiales usados.
Evaluación económica, lecciones aprendidas, conclusiones y recomendaciones .
4.8. Inyección.
4.8.1. Inyección de agua.
Proyecto de recuperación secundaria. Inyección de agua (forma 14CR). PDF (incluidos todos los anexos) Papel y CD BIP (EPIS)
Informe mensual sobre inyección de agua y producción (forma 20).
Informe anual sobre mantenimiento de presión (forma 22).
4.8.2. Inyección de gas.
Proyecto de mantenimiento de presión (Permiso), en caso de que el fluido de inyección sea gas (forma 13CR) PDF (incluidos todos los anexos) Papel y CD BIP (EPIS)
Informe mensual sobre mantenimiento de presión de inyección de gas (forma 21).
Informe anual sobre mantenimiento de presión (forma 22)
4.8.3. Desplazamiento miscible.
Proyecto de regulación secundaria. Desplazamiento miscible (forma 15CR). PDF (incluidos todos los anexos) Papel y CD BIP (EPIS)
Proyecto de recuperación secundaria. Informe mensual de inyección de vapor y producción adicional de petróleo (forma 15ACR).
Informe mensual sobre desplazamiento miscible (forma 23).
4.9. Análisis resultados del pozo (post mortem).
Informe resultados Causas de los resultados negativos del pozo (justificación de abandono). PDF (incluidos todos los anexos) y anexos en su formato de acuerdo con este manual Papel y CD BIP (EPIS)
Informe resultados Resultados reales del pozo vs. lo programado - encontrado vs. prognósis (roca generadora, migración, roca almacén, análisis de la trampa, calidad y presencia de sellos, topes de formaciones, propiedades de las rocas y fluidos, cálculo de reservas (P10, P50 y P90). Papel y CD BIP (EPIS)
Causas de desviación de lo planeado vs. lo ejecutado.
Análisis de cada uno de los factores que se desviaron de lo programado.
Posibilidades exploratorías identificadas.
Conclusiones y recomendaciones respecto del prospecto perforado.
5. Informe técnico anual entregado al Ministerio de Minas y Energía.
Informe de geología Geología estructural. PDF, gráficos (TIFF) Papel y CD BIP (EPIS)
Pozos exploratorios y de desarrollo (productores e inyectores).
Plan de actividades del siguiente período.
Informe de geofísica Informe de campañas sísmicas.
Modificaciones modelo estructural.
Informe de ingeniería Relación de los pozos de desarrollo perforados durante el año.
Descripción y resultados de trabajos de fracturamiento, acidificaciones y re-perforaciones.
Cálculos reservas de cada yacimiento (métodos: balance de materiales; volumétrico; curvas de declinación).
Estudios sobre comportamiento y mecanismo de producción de los yacimientos .
Mapas isópacos de relación gas-aceite, relación agua-aceite y estructurales, que muestren la localización de los contactos al 31 de diciembre.
Pronósticos de producción para el año siguiente.
Criterio seguido para la selección de los valores de los diferentes parámetros.
Proyecto a realizar año siguiente (perforación, pozos, iniciación, ampliación sistema recuperación secundaria-mantenimiento presión, planes conservación-aprovechamiento gas.
Proyectos recobro mejorado y/o mantenimiento presión (año calendario anterior): clase y calidad fluidos utilizados para inyección o combustión in situ; producciones acumuladas (fluidos producidos e inyectados) y curvas producción vs. tiempo; mapas individuales relación gas-aceite (GOR) y agua-aceite (WOR) de pozos productores y de presiones de fondo; espesores individuales de intervalos productores o sometidos a inyección; extensión área cubierta por proyecto de recuperación secundaria; número, tipo, capacidad y especificaciones de estaciones de inyección y producción incluidas en el proyecto de recuperación secundaria; reajuste en modelos o patronos de inyección usados; curvas de producción por arena, bloque o área; operaciones de reacondiciona miento (pozos productores e inyectores); ratas y presiones utilizadas y comparación con años anteriores; número pozos convertidos de productores a inyectores; técnica producción utilizada separación emulsiones; sistemas recolección y equipo utilizado para productos obtenidos en caso de combustión in situ; Información sobre motivos y factores tenidos en cuenta en reajustes de pronósticos inicialmente presentados, y cálculos y ecuaciones usados para determinar el espacio poroso vacío, antes de determinar el efecto de la inyección de fluidos.
6. Informe seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente semestral o de final de fase.
Producto Contenido formato medios Formato Medios Lugar entrega
Informe seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente semestral o de final de fase. Seguimiento al desempeño programa seguridad industrial, salud ocupacional y medio ambiente. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
7. Informe ejecutivo semestral.
Informe ejecutivo semestral Información básica y resumida de temas como: prospectividad, reservas, producción actual y pronóstico, operaciones de exploración, evaluación o explotación ejecutadas y proyectadas para el año siguiente, personal, seguridad industrial, ambiente y comunidades. El informe del segundo semestre será el informe anual de operaciones y el programa a ejecutar en el año calendario siguiente. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
8. Informes de evaluación.
8.1. Descubrimiento y evaluación.
Descripción geológica del descubrimiento y su configuración estructural. PDF, PDF(sic), gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Propiedades físicas rocas y fluidos presentes en los yacimientos asociados al descubrimiento.
La presión, volumen y análisis de temperatura de los fluidos de los yacimientos.
La capacidad de producción (por pozo y por todo el descubrimiento) .
Un estimado de las reservas recuperables de hidrocarburos.
8.2. Informe de prospectividad del área contratada (devolución parcial del área y terminación o renuncia del contrato).
Informe de prospectividad del bloque o área contratada. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Interpretación geológica (estructural, estratigráfica, geoquímica y geología del petróleo). CAD, GIS, ASCII, Geoframe, Zmap, Geographix, GRID
Interpretación de sísmica, gravimetría, geoeléctica, magnetometría. TIFF
Perfiles de correlación con pozos cercanos.
Análisis y gráficos de las correlaciones estratigráficas y estructurales. PDS, TIFF, CGM
Registros gráficos compuestos interpretados.
Informe de análisis petrofísico. PDF, TIFF, shape, format, E00
Mapas interpretados. Geoframe, Zmap, Geographix
Evaluación del riesgo geológico. ASCII
Sistemas petrolíferos. PDF
Interpretación de registros de pozo. PDS o CGM
Interpretación de pruebas de formación, fluidos, presiones y producción. PDF, registros (PDS), gráficos (TIFF) y datos (ASCII)
Plays o prospectos identificados PDF
Estimativo de reservas Gráficos (geotiff), ASCII, CAD, GIS, anexo 1
Tamaño de campos probables o áreas prospectivas. PDF
Pronóstico de perforación. TIFF
Informe de simulación de yacimientos. PDF
Folleto de prospecto Introducción: localización; prospectos; información utilizada; áreas de producción cercanas. PDF, TIFF Papel y CD BIP (EPIS)
Marco geológico regional estructural; estratigrafía; secuencias.
Geología del petróleo: rocas generadoras; momento de generación; rocas almacenadoras; rocas sello; trampa; prospectos; vías de migración; sincronismo; preservación de hidrocarburos.
Prognosis de perforación: objetivos de producción; marcadores geológicos; prospectos.
Estimación de reservas originales y evaluación del riesgo geológico.
Recomendaciones, referencias bibliográficas.
8.3. Evaluación regional de la cuenca.
Informe de evaluación regional de la cuenca (estratigrafia, estructural, geoquímica, bioestrafigrafía, petrofísica) PDF, TIFF, JPEG Papel y CD BIP (EPIS)
Secciones sísmicas interpretadas.
Perfiles de correación. PDF, GIS-CAD
Columna generalizada y detallada del área. GIS- CAD georreferenciados (geotiff)
Mapa geológico de la cuenca PDF, gráficos (TIFF), mapas (CAD, GIS, ASCII, Geoframe, Zmap, Geo-graphix, GRID-anexo 1)
Informe y mapas de sistemas petrolíferos. PDF, gráficos (TIFF), datos (ASCII)
Descripción de áreas de interés (plays) y áreas prospectivas. PDF, GIS - CAD
8.4. Evaluación integrada de yacimientos.
Informe de evaluación integrada de yacimiento. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Interpretación de la estratigrafía y modelo estructural. PDF, TIFF, E00, shape Format, Georreferenciados (geotiff)
Secciones transversales y horizontales sin e(sic) interpretadas. PDF, TIFF
Interpretación perográfica y perofísica. PDF, datos (ASCII)
Registros gráficos compuestos. PDS, LIS , DLIS, LAS
Modelamiento (información base del modelamiento, modelamiento geológico, grid de simulación). PDF, datos (ASCII), gráficos (PDF, TIFF o JPEG)
Ingeniería de yacimientos (propiedades PVT, presiones, producción, análisis nodal, reevaluación petróleo original).
Interpretación y análisis de la simulación. PDF, datos (ASCII), gráficos (PDF, TIFF o JPEG)
Backup proyecto en software de interpretación de Geoquest, Landmark, con su relación de contenido. Backup Exabyte 8 mm o DAT 4 mm BIP (EPIS)
8.5. Evaluación o reevaluación de las facilidades de superficie.
Tasas máximas de producción del campo. PDF Papel y CD BIP (EPIS)
Ubicación de la estación de tratamiento. TIFF, E00, shape format, georreferenciados (geotiff)
Equipos utilizados para la separación gas-líquido, incluir capacidad, dimensiones y tiempos de residencia. PDF, TIFF
Equipos utilizados para la separación aceite-agua, incluir capacidad, dimensiones y tiempos de residencia.
Equipos utilizados para el tratamiento del aceite, gas y agua, incluir capacidad, dimensiones y tiempos de residencia. PDF, datos (ASCII)
Disposición final del gas y del agua. PDS, LIS, DLIS, LAS
Sistema de transporte del aceite. PDF, datos (ASCII), gráficos (PDF, TIFF o JPEG)
8.6. Pruebas extensas de producción.
Resultados y análisis de pruebas extensas PDF Papel y CD BIP (EPIS)
8.7. Reservas y actualizaciones.
Producto Formato Medios Luga entrega
Cálculos de reservas (escenarios P10, P50 y P90) PDF Papel y CD BIP (EPIS)
9. Solicitud y evaluación de comercialidad de un campo (contratos de asociación).
Informe de solicitud de comercialidad. PDF, ASCII, TIFF, JPEG (anexo 1) Papel y CD BIP (EPIS)
Antecedentes de perforación y resumen de resultados.
Resultados de pruebas de producción.
Líneas sísmicas interpretadas.
Mapas estucturales del yacimiento y correlaciones estatigráficas.
Evaluación petofísica y evaluación ambiental.
Cálculo de OOIP, reservas (escenario P10, P50 y P90) y parámetros utilizados.
Presupuesto de inversiones y gastos.
Diseño de las facilidades de superficie y transporte.
Informe resultados evaluación de comercialidad. PDF (mapas de acuerdo con el anexo 1)
10. Plan de explotación (contrato E&P suscrito con ANH).
Mapa y coordenadas del área de explotación. PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Cálculo de reservas (escenario P10, P50 y P90) y la producción acumulada de hidrocarburos, diferenciada por tipo de hidrocarburos.
Esquema general proyectado para el desarrollo del campo comercial, que incluya: programa de perforación de pozos de desarrollo, métodos de producción, procesos a los cuales se someterán los fluidos extraídos, hasta el punto de entrega y las facilidades respectivas.
El pronóstico de producción anual, utilizando la tasa óptima de producción.
Aspectos críticos para la ejecución del plan de explotación, tales como aspectos ambientales, sociale, económicos, logísticos y las opciones para su manejo.
Una propuesta de punto de entrega para la ANH.
Una propuesta de canasta de máximo tres (3) petróleos crudos de calidad similar para efectos del cálculo de los derechos por precios altos.
Programa de abandono.
11. Plan de desarrollo (contrato de asociación).
11.1. Ingeniería de yacimientos y descripción del campo.
Información básica de yacimientos (propiedades de rocas, propiedades de fluidos, análisis de núcleos y PVT, contactos gas-aceite y aceite-agua, productividad de los pozos). PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Informes de simulación de yacimientos (modelo de yacimientos, predicciones).
Informes de hidrocarburos originales "in situ": OOIP y OGIP (incertidumbres).
Cálculo de reservas (escenarios para reservas probadas, probables y posibles).
Pronósticos de producción de reservas probadas y de probadas más probables.
Estrategia de explotación (espaciamiento de pozos de desarrollo - productores e inyectores, proyectos de mantenimiento de presión).
Conservación y/o aprovechamiento del gas.
Administración de yacimientos y adquisición de datos (pruebas de pozos, medición de presión y muestreo de fluidos, corazonamiento y registros, comportamiento de la producción, optimización de la producción).
Proyectos de recuperación mejorada (oportunidades de desarrollo futuros).
Informe geológico que contenga: marco regional, marco local, y estructural.
Informe de geología de yacimientos (estratigrafía, sedimentología y factores que controlan la calidad del yacimiento).
Informe geofísico: información sísmica (base de datos sísmicos, procesamiento, análisis e interpretación).
Informe de calibración, análisis e interpretación de datos petrofísicos mediante registros y núcleos. Datos de registros de subsuelo. Datos de núcleos recuperados.
Mapas de modelamiento geológico: isópacos, estructurales, isoporosidad, isopermeabilidad, isolitos de arena.
11.2. Esquema de desarrollo del campo y criterios de diseño del plan de desarrollo.
Informe que incluya: historia y localización del campo, estrategia de desarrollo, curva de producción y programa de inversiones y gastos, conclusiones comerciales y económicas. PDF, gráficos (TIFF, tabular) (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Mapa y coordenadas del área de explotación.
Cálculo de reservas y la producción acumulada de hidrocarburos, diferenciada por tipo de hidrocarburo..
Aspectos críticos para la ejecución del plan de explotación, tales como aspectos ambientales, sociales, económicos, logísticos y las opciones para su manejo.
Normas y estándares observados.
Criterios ambientales (diagnóstico e impacto ambiental, límites operacionales).
Criterios funcionales (mecanismos de producción de los yacimientos, tasas de flujo y capacidad de producción, vida útil, especificaciones de los fluidos producidos).
Criterios geotécnicos.
11.3. Perforación de desarrollo y completamientos.
Informes de pozos de desarrollo: localización, diseño de los pozos (según propósito del pozo, tipo y trayectoria del hueco), estrategia y cronograma de perforación, factores críticos de éxito (técnicos y operacionales). PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Informe de completamiento de pozos de desarrollo: diseño de pozos productores e inyectores, levantamiento artificial.
Informe de trabajos posteriores: reacondicionamiento, estimulación.
11.4. Instalaciones de superficie (diagrama, especificaciones y aspectos claves).
Sistema de producción (sistemas considerados, justificación de (los) sistema(s) propuesto(s), subsistema de mantenimiento de presión, recobro mejorado). PDF, gráficos (TIFF, JPEG) tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Sistema de tratamiento y almacenamiento: recolección, separación y tratamiento, medición y muestreo, disposición de agua, gases e impurezas, almacenamiento, bombeo, sistemas de soporte, seguridad y control de la producción, telecomunicaciones, generación de energía, campamentos, bodegas, talleres, oficinas y terminales de transporte, sistemas de transporte y transferencia de hidrocarburos.
11.5. Construcción y montaje.
Estrategia (coordinación de actividades, permisos y licencias requeridos, cronograma de construcción y montaje, servicios requeridos). PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
11.6. Plan de operación y mantenimiento.
Propuesta de carta organizacional del campo. PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Límites operacionales de los sistemas de superficie y subsuelo.
Visión general de la logística de operación (producción, salud, seguridad y monitoreo ambiental, relaciones con la comunidad y el gobierno, alojamiento de personal, bodegas, materiales y suministros, desplazamiento y transporte, comunicaciones, otros).
Planes de contingencia (evaluación de riesgos operacionales, organización y entrenamiento de respuesta a emergencias).
11.7. Planes de recobro mejorado y perforación infill.
Métodos y prácticas de abandono y retiro de instalaciones (pozos de desarrollo (productores e inyectores), instalaciones de superficie). PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Restauración y recuperación del área.
11.8. Plan de abandono del campo y restauración del área.
11.9. Aspectos socio-económicos y comerciales.
Comercialización (oportunidades y opciones de mercado consideradas, justificación de la(s) opción(es) propuesta(s), estimación de ingresos, factores críticos de éxito). PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Costos directos de exploración causados antes del diseño del plan, adquisición de información sísmica, pozos de exploración.
Estimación de costos de capital y gastos de operación: inversiones (distribuidas entre las principales obras o bienes), gastos directos (distribuidos entre las principales actividades), y gastos indirectos. PDF, gráficos (TIFF, JPEG), tabular (ASCII) Papel y CD BIP (EPIS)
Cronograma de desembolsos (inversiones, gastos, total).
Análisis y evaluación económica del proyecto (indicadores económicos, análisis de sensibilidad).
12. Informes relacionados con la explotación de hidrocarburos.
12.1. Iniciación de la explotación (presentado al Ministerio de Minas y Energías y la respectiva autorización de explotación).
Últimas interpretaciones (estudios geológicos, mapas, columna estratigráfica, cortes) del área a entrar en explotación. PDF, datos (ASCII)'' gráficos (PDF, TIFF) Papel y CD BIP (EPIS)
Descripción litológica detallada, formaciones generadoras y acumuladoras (intercalaciones, porcentaje espesor total de formaciones, espesores promedios, variaciones, límites estratigráficos. Edad litológico-paleontológica y correlación con otras formaciones).
Información tectoníca del área (aspectos estructurales regionales y descripción de cada estructura).
Resumen geología histórica del área y su evolución técnica, tiempo migración y entrampamiento de hidrocarburos, características cuenca, etc. PDF, datos (ASCII), gráficos (PDF, TIFF) Papel y CD BIP (EPIS)
Secciones sísmicas analógicas o procesadas de área o densidad variables (totalidad de las líneas sísmicas levantadas) y cualquier otro tipo de estudio geofísico.
Estudios de correlación estratigráfica entre los diferentes pozos, y cualquier estudio de carácter sedimentológico o estratigráfico.
Resumen de pozos perforados (intervalos abiertos, pruebas de producción y presiones de fondo).
Descripción facilidades de producción y transporte de hidrocarburos.
Cálculos reservas (métodos, ecuaciones y técnicas usadas, razones para descartar otros métodos y propiedades utilizadas en los cálculos - roca y fluidos).
Mapas isópacos elaborados.
Mecanismos de producción detectados en los yacimientos.
Resolución aprobación inicio explotación.
12.2. Operación y mantenimiento.
Forma 8-CR (Minminas y Energía): informe sobre presión estática de fondo. PDF, y excel y datos volumétricos (ASCII) (anexo 4) Papel y CD BIP (EPIS)
Formas 7 y 10CR permiso e informes trabajos posteriores perforación (trabajos de workover) aprobadas por el Ministerio de Minas y Energía.
Forma 10A-CR (informe de justificación de abandono, informe de taponamiento y abandono).
Forma 13-CR (Minminas y Energía): información proyecto de mantenimiento de presión (agua, desplazamiento miscible, vapor).
Forma 12 CR (permiso sobre instalaciones de bombeó neumático gas lift).
Forma 14-CR (Minminas y Energía): recuperación secundaria, inyección de agua.
Forma 15-CR (Minminas y Energía): recuperación secundaria, desplazamiento miscible.
Forma 15-ACR (Minminas y Energía): recuperación secundaria, inyección de vapor. Producción.
Forma 20-SH (Minminas y Energía): informe mensual, inyección de agua. Producción.
Forma 21 (Minminas y Energía): informe mensual sobre mantenimiento presión (inyección gas). Producción.
Forma 22-CR (Minminas y Energía): informe anual mantenimiento de presión (inyección de gas). Producción.
Forma 23 (Minminas y Energía): informe mensual sobre desplazamiento miscible. Producción.
Forma 24-CR (Minminas y Energía): informe anual sobre desplazamiento miscible. Producción.
Construcción y mantenimiento de instalaciones de superficie. PDF, gráficos (JPEG y TIFF)
Abandono y restauración de campos y áreas.
Informe de auditoría ambiental, gestión social.
12.3. Información de producción de petróleo, condensado y gas.
Cuadro 4 (Minminas y Energía): resumen mensual sobre producción y movimiento de petróleo. PDF y excel y (ASCII) (anexo 4) Papel y CD BIP (EPIS)
Cuadro 7 (Minminas y Energía): informe mensual producción y estado de los pozos al final del mes.
Forma 9CR (Minminas y Energía): informes mensual de producción por pozo. PDF y excel y (ASCII) (anexo 4) Papel y CD BIP (EPIS)
Forma 16: Informe sobre ensayos de potencial de pozos de petróleo.
Forma 17 (Minminas y Energía): informe mensual producción pozos de gas, diaria y consolidada.
Forma 25CR (Minminas y Energía): pruebas pozos gas (potencial y capacidad producción máxima).
Forma 30SEE (Minminas y Energía): informe mensual producción, plantas y consumo gas natural y procesado.
Forma 31 SH (movimiento de hidrocarburos y/o sus derivados por puertos marítimos y fluviales)
Hacen parte del presente manual los siguientes anexos:
Anexo 1 – Información geográfica.
Anexo 2 – Manual de entrega de muestras a la Litoteca Nacional.
Anexo 3 – Formatos y fichas técnicas de sísmica y pozo.
Anexo 4 – Formas requeridas por el Ministerio de Minas y Energía.
Anexo 5 – Compromisos y entregables – Contratos de evaluación técnica.
Anexo 6 – Normas básicas del archivo general de la Nación para información documental.
ART. 2º—Vigencia. El presente manual rige a partir de la fecha de su publicación.
Dado en Bogotá, D.C., a 7 de julio de 2006.
NOTA: El anexo correspondiente al manual que hace parte del presente acuerdo puede ser consultado en la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

References: artículo 8
 artículo 5
 artículo 11
 artículo 4
 artículo 4
 artículo 8
 artículo 5
 artículo 15
 artículo 4
 artículo 5
 resolución 

Resolución 

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