Source: https://www.scribd.com/document/374407951/Resolucion-Final-Medicion-4-1251-Dic-23-16
Timestamp: 2019-04-21 12:45:03
Document Index: 252454858

Matched Legal Cases: ['artículo 2', 'artículo 13', 'artículo 13', 'artículo 2', 'artículo 7', 'artículo 3', 'artículo 13', 'Artículo 5', 'artículo 14', 'artículo 13', 'artículo 6', 'Artículo 19']

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resolución 4-1251 MInisterio de minas y energía - Medición de Hidrocarburos
Informe de Pasantía I x
~ 1: r;1
RESOL UCiÓN NÚMERO DE
( 2301C20\5
Por la cual se reglamenta la med ición del volumen y la determinación de la calidad de
los hidrocarburos producidos en el país para la adecuada liquidació n de las rega lias y
contraprestaciones económica s en favor del Estad o
En uso de las facultades legales y en especial de las conferidas por el artículo 2 del
Dec reto 381 de 20 12, el arti culo 2.2.1.1 17 del Decreto 1073 de 20 15, y
CONSIDER ANDO
Que de acuerdo con numeral 8 de l articulo 2 de l Decreto 381 de 201 2, por el cual mo difica
la estructura del Ministerio de Minas y Energía . es fun ción de esta Entidad: "Expedir los
reglamentos del sector para la exploración. explotación. transporte. refinación,
distribución, procesamiento, beneficio . comercialización y exportación de recursos
naturales no renovables y biocombustibles".
Que el artículo 13 de la Ley 1530 de 2012, mediante la cual se regula la organización y el
funcionamiento del Sistema General de Rega lias. dispone que la fisca liza ción es el
conjunto de actividad es y procedim ientos qu e se llevan a cabo para garantizar el
cumpli miento de las norm as y de los contratos de exploración y explotación de recurso s
naturales no renovables, la determinación efectiv a de los volúmenes de producción y la
aplicación de las mejores practicas de exploración y producción , teniendo en cuenta los
aspectos técnicos, operati vos y ambientales, com o base determin ante para la adecuada
liquidación y recaudo de regalías y compensa cione s y el funcionamiento del Sistema
Genera l de Regalí as.
Que el inciso segu ndo del artículo 13 ibídem prevé que el Gobierno Nacional de fin irá los
criterios y proc edimientos que permitan desa rrollar la exploración y exp lotación de
recursos naturales no renovables técnic a, económ ica y ambienta lmente eficiente, así
como los aspecto s técnicos , tecnológicos. operativos y adm inistrativos para ejercer la
labor de fiscaüzación .
Qu e el artículo 2.2.1.1.1.7 del Decreto 1073 de 2015, por medio del cual se expide el
Decreto Único Reglamentar io del Sector Administrativo de Mina s y Energía . prevé que
corresponde al Ministerio de Minas y Energía revisar, ajustar y/o expedir las normas
técnicas y proce dimi entos que en materia de exp lora ción y explotación de hidro carbu ros
en yacimientos convencionales contin ental es y cos ta afuera deb erán observar los
operadores de bloques auto rizados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos y dem ás
cont ratos vigentes o aquellos que se suscriban , aplicand o las mejores practicas y ten iendo
en cuenta los aspectos técn icos . operativos , ambientales y administrativos .
Que med iante Resolución 18 1495 de 2009, por la cual se establecen medidas en materi a
de exploración y explotación de hid rocar buros , se dispu so regular y controlar las
RESOlUClON No. 4 1251 DE 2 3 OIe 2üi5 Hoja No. 2 de 24
Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición aet volumen y la rtetemvnecón de la
calidad de tos hidrocarbwos producidos en el oets para la ececcace liquidación de las regalías y
contraprestaciones económicas en te vor det Estado -
mencionadas actividades con el fin de maximizar su recuperación fina l y evitar su
desperdi cio.
Que med iante Resolución 4 0048 de 2015 , el Ministerio de Minas y Energía modificó la
Resolución 18 1495 de 2009 y estableció medidas en materia de exploración y e xplotación
de hidroca rburos en yaci mientos convencionales continentales y costa afuera .
Que el artículo 7 de la Res olución 4 0048 de 2015 esta blece que: "Los equipos de
medición de hidrocarburos. la obligación de preservar su integridad. la periodicidad con la
cual éstos deban calibrarse, las certificaciones con las cuales éstos deban contar y los
demás reque rimientos que sean necesarios para oesen oner esta actividad, serán
reglamentados por el Ministerio de Minas y Energía. ( ...F.
Qu e la Agencia Nacional de Hidrocarburos, en el marco de las fun ciones establecidas en
el artículo 3 del Decreto 7 14 de 20 12, es pecial mente la seña lada en el numeral 5 al
est ablecer que le corre spon de : "Apoyar al Ministerio de Minas y Energía en la formulación
de la política gubernamental en materia de hidrocarburos. en la elaboración de los planes
sectoriales y en el cumplimiento de los resoecnvos objetivos", ade lantó un estud io
com parativo de las pra cticas relevantes utilizada s en med ición de hidrocarburos a nivel
internacional. con el objetivo de eva luar su incorporación en la presente reso lución ,
Qu e en cumplimiento de lo dispuesto en el num eral 8 de l articulo 8 de la Ley 143 7 de
20 11, el texto del presente acto admin istrativo se pub licó en la pág ina web del Ministerio
de Minas y Energía del 11 de agosto al4 de sep tiembre de 2015 y del 1 al 11 de abril de
20 16 y los comentarios recibidos fue ron debidamente ana liza dos.
Que de acuerdo con lo establecido en los art icul as 2.2.1.7.5.6 y 2.2.1.7.5.7 del Decreto
1595 de 20 15, el Ministerio de Minas y Energia sometió a consideración de la Direcció n
de Regulación del Ministerio de Comercio Industria y Tur ismo el te xto del presente
Que me diante oficio MinCI T 2-2016-012649 del 15 de julio de 2016, radicad o en el
Mini sterio de Minas y Energ ia el 18 de j ulio de 2016, con el núme ro 2016047371 . la
Direcci ón de Reg ulación del Mini sterio de Comercio , Industria y Turismo conceptúo que:
~ ...no se encontró por parle de esta Dirección, que se estuviera estableciendo algún
requisito técnico para la fabricación en Colombia de los medidores o para su imporlación
al país. al respecto solamente se detectó que se hacen referencia a linos requisitos que
deben cumplir estos bienes cuando van a ser utilizados en la medición de volumen de los
hidrocarburos, lo cual es un problema entre el operador y la autoridad de fiscalización.
Por lo tanto esa Dirección considera que este proyecto a la luz del Acuerdo sobre
Obstáculos Técnicos al Comercio de la Organización Mundiaf del Comercio, no se
constituye en un Reglamento Técnico de producto, por ende no está sujeto a lo señeteao
en el articulo 2.2.1.7.5.6 del Decreto 1595 del 5 de agosto de 2015."
Que some tido el Proyecto de Res olución al concepto de que trata el articulo 7 de la Ley
1340 de '2009, reglamentado por el Capitul o 30 del Decreto 1074 de 20 15, mediante ofici o
16-179794- 1-0 del21 de julio de 2016, radicado en el Min isterio de Minas y Energ ia el 26
de jul io de 20 16 con el número 2016048989 , el Superintendente Delegado para la
Protección de la Co mpe tencia de la Superintendencia de Industria y Comercio concluyó
que: R •teniendo en cuenta que el proyecto de regulación del Ministerio de Minas y
Energía hace referencia a estándares extranj eros e internacionales de amplia aceptación
y que además la inclusión expresa de algunos de euos obedece a una solicitud del
Superintendente Delegado para el Control y Verificación de Reglamentos Técnicos y
Metrologia Legaf, la Superíntendencia de Industria y Comercio no tiene comentarios frente
al proyecto de resolu ción desde de la óptica de la libre competencie".
Que en mérito de 10 e xpue sto ,
'-- - - - - - - - -- - - - - - - -- - -- - - -- - ---" "'-
en etapa de evaluac ión o explotación comercial. ASTM. pérdidas. Ba lance Volumétrico. Operación . American National Standards Institute . 7. Boca de Pozo. 3. entre otros aspectos . 5.Sociedad Americana para Ensayos y Materiales . Las disposiciones contenidas en la presente resolución aplican a la medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos (líquidos y gaseosos) yagua de producción que se recupere en pozos y campos productores ubicados en el territorio nacional continenta l o costa afuera. se tendrán en cuenta las siguientes siglas y definiciones : 1. DE 2 3 8: e 2016 Hoja No.Manual de Normas de Medición de Petróleos del Instituto Americano del Petróleo. SNT. el aseguramiento metrológico se realizará de acuerdo con los requerimientos establecidos por el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural . API MPMS. American Gas Association .Instituto Nacional Americano de Estándares.RUT. Lugar en superficie donde se encuentra ubicado un pozo productor de hidrocarburos. AGA. 6. As eguram iento Metrológico.RESOLUCIO N No. Ámbito de aplicación. cambios de inventario . Articu lo 2. AP/ Manual of Petroleum Measurement Standards . Objeto.Asociación Americana de Gas. para prevenir las prácticas que puedan inducir a errores en el cálculo de las regalías y contraprestaciones económicas en favor del Estado. ANSI. De conformidad con el articulo 13 de la Ley 1530 de 2012. 8. salidas . ~ . que se realiza para determinar y controlar las entradas . en modo de volumen y calidad a condiciones de referencia. 3 de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la detetminación de la calidad de los niorocsmoros producidos en el pets para la adecuada liquidación de las regalías y contraprestaciones económicas en favor del Estado " RESUELVE TíTULO 1 Disposiciones Generales Art ícu lo 1. la autoridad de fiscalización es el Ministerio de Minas y Energía o la entidad en quien este la delegue . La presente resolución tiene por objeto establecer los requisitos minimos que deben cumplir los operadores para la medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos que se produzcan en el país. de un producto en una determinada facilidad de producción. Para los efectos de la presente resolución. Conjunto de actividades enfocadas a garantizar los resultados de la medición dentro de los límites de incertidumbre requeridos para el fin provisto. Para efectos de asignación de volumen y calidad de los fluidos de producción se tomará la facilidad donde se tratan y separan los fluidos provenientes de un campo petrolero. 4 . 2. American Society for Testing and Materia/s . Siglas y definiciones. consumo . A utoridad de Fis calización. Articu lo 3. Para los sistemas de medición de hidrocarburos gaseosos y puntos de medición oficial que entreguen al Sistema Nacional de Transporte.
20. Área física donde se encuent ra más de un pozo y/o confluy en los fluidos provenie ntes de varios pozos. teniendo en cuenta los aspectos técnicos. Son todos los hidrocarburos líquidos con una gravedad API igual o inferi or a quince grados (15°) API. Facilidad. BPD. 17. para hidrocarburos líquidos.325 Pa}. Corresponde a la medición mues tra l de un segmento del flujo de fluidos de producción en boca de pozo mediante siste ma de separad or. tratamiento . Conju nto de equipos y elementos por med io de los cuales se realiza el proceso de recolección . EN. equivalente a cator ce coma sesenta y cinco libras por pulgada cuadrada abso luta (14. Es ti mación a Pro rrata .696 psia). DE Hoja No. almacena miento. De conformidad con el artículo 13 de la Ley 1530 de 2012 . Con dic io nes Estándar. Condensado. 15. en una segunda etapa.65 psia ). Comisión de Regulación de Energía y Gas . Cr udos Pesados. 4 de 24 Continu ación de la Resoluci ón "Por la cual se reglamenta la medició n del volumen y la determinación de la calidad de los tvarccemuros prod ucidos en el país para te adecuada liqui dación de las regalías y contraprestaciones económicas en favor del Estado" 9. y a la pres ión de ciento un mil trescientos veintici nco pascales en unidades de presión absoluta (101. . frac ción de volumen de gas y relación agua . equivalente a catorce com a seisc ientos noventa y seis libras por pulgada cuadrada absoluta (14. Calíbració n. 16. 19. 18.1. ta nques y medidores. Mezcla de hidrocarburos que permanece liq uido a te mpera tura y presión está ndar con alguna cantidad de propano y butano disuelta en ella. fisca lización y ent rega de los fluidos de producción de los pozos . -. separación . 13. conforme lo define la Ley 141 de 1994 o las normas que la modi fiquen o sustituyan . eq uiva lente a sesen ta grados Fahrenheit (60°F). Barr iles por día . ope rativos y ambie ntales . 14. ya la presión de ciento un milocha pasca les en unidades de pres ión absoluta (1ü1.. Descripción del desempeño espe rado de un med idor multifásico en caudales de líquido y gas. utiliza esta información para establecer una relación que permita obten er un resultado de medida a partir de una indicación..56°C).56°C).. 10. Operación que bajo cond iciones especificadas establece . y las correspondientes indicaciones con sus incertidumbres asoc iadas y. . Para el gas natural corresponden a la temperatura de quince grados y cincuenta y seis centésimas de grados Celsius (15. equivalente a sesenta grados Fahrenheit (60 °F). CREG. . Clús ter. 11. en una primera etapa.líquido . 1 ':"t¡ 1 2 3 Oi e 2D15 RESOlUCION No. Envo lvente de Operació n. es el conjunto de actividades y procedim ientos que se llevan a cabo para garantiza r el cumpli miento de las normas y de los contratos de explo ración y explotación de recursos naturales no renovables. la determinación efe ctiva de los volúme nes de producción y la aplicación de las mejores práct icas de explorac ión y produ cción . European Standard . 12. o mediante medidores o sistemas de medición m ásica.00a Pa). Fiscalización . una relación entre los valores y sus incert idumbres de medida asociadas obtenidas a partir de los patrones de medida. Las gravedades de los condensados son superiores a los 40 0g rados API . Corresponden a la temperatura de qui nce grados y cinc uenta y seis centésimas de grados Celsius (15. como base determinante para la adecuada determinación y recaudo de regalías y compensaciones y el funcionamiento de l Sistema Genera l de Rega Bas.Norma Europea.
Medición por Asignación. otros métodos como ecuaciones de estado . Parámetro no negat ivo que cara cteriza la dispersión de los valores atribuidos a un mensurando. Incertidu mb r e. GVF. Medici ón de Refe rencia. Fracción del caudal total volumétrico a cond iciones de flujo en la tubería que es atribuible al flujo de gas . Gas Processors Association . Medidor. Inlernational Organization for Standardization . Medición Ope racional. cum pliendo con las normas y estándares definidos en la presente resolución. 23. 28.RESOLUC10N No. dependiendo de la comp lejidad de los yacimientos . 29. 30. Gas Volume Fraction . cuya fina lidad es establecer los principios para determinar los valores producidos . Medición Estática. por difere ncias entre dos o más cant idades med idas en una misma facilidad y que se utiliza como med ición de asignación o prorrateo .Fracción de Volu men de Gas . . dejando expresa la periodicidad con la que se verif icará el cumplimiento de estos. curva IPR o registros de producción. 31. 24. a partir de la información que se utiliza. Miles de pies cúbicos por día. 26. Acto mediante el cual se determina la cantidad y calidad de hidrocarburos líquidos contenidos en tanque s de almacenam iento en estado de reposo. KPCD. Cuant ificación del volumen o masa y determ inación de la calidad de los hidrocarburos que es comparada y utilizada con datos procedentes de otros sistemas de medición con men or incertidumbre de medid a. 25. Corresponde a la medición cont inua de los fluidos en boca de pozo . 5 de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se roctememe se medición del volumen y lél aotermmecion do la calidad de Jos tnarocetouros producidos en el pals para la adecuada liquidación de las regalías y contraprestaciones económicas en favor del Estado" 21. 32. DE 2 3 OI e 2016 Hoja No. Medición Ofic ial. 33. 22. Resultado de la med ición de volumen y determinación de la calidad de hidrocarburos obtenida en los puntos de med ición oficial y de muestreo oficial.Asociación de Procesadores de Gas . ISO. 27. siguiendo las normas y estándares defin idos en la presente resol ución. GPA. mediante medidores y sistemas de med ición murtifá sica o mediante medid as de la fase líquida en tanques de almace namiento y medid as de la fase gaseosa con med idores o platinas de orificio .Organizació n Internaciona l de Normalización. segú n estipu laciones de esta resolución . Cuantificación del volu men o masa y determinación de la calidad de los hidrocarburos durante los procesos operativos de prod ucció n que se realizan en el campo sin prop ósitos de transferenc ia. Equipo utilizado por sí solo o en conjunt o con equ ipos auxiliares para hace r mediciones de una determinada magnitud o dimensión con base en un principio de medición. Podrá n utilizarse para este fin . en casos especia les y con previa autorización de la autoridad de fiscalización. aguas abaj o de un sepa rador. Acto mediante el cua l se determ ina la cant idad y calidad de hidrocarb uros en movimiento med iante uno o varios instrumentos de medición. Medición Dinámica. curva de dec linación . Medición por Diferen cia s . Determina ción de una cantidad no medida.
Organización Internacional de Metrología Lega l. 4 1. 46. 40. Magn itud que se desea medir.Medidor de Flujo Multifásico. 43. 6 de 24 Continua ción de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la detennmec íón de la calidad de los hidrocarburos producidos en el pa ís para la adecuada liquidación de las regallas y contraprestaciones económ icas en favor del Estado " 34. para efectos de determ inar los volúm enes de petróleo y gas base para el cálculo de las regalías . RUT. SNT. 37. Patró n de Refere ncia. 49. 39 .A. 44. para la exploraci ón y explotación de hidrocarburos en el país. Norma Técn ica Colombiana. 45. Res ultado de Medida. Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural. Reglamento Único de Transporte de Gas Natura l. Conjunto de equipos e instrumentos que intervienen en la medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos produc idos . Patrón designado para la calibración de pat rones de magnitudes de la misma naturaleza . Sistemas de medición donde se cuantifica la producc ión total de un campo o c1úster de pozos de un campo . o la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) o quien haga sus veces . Punto s de Mu es treo Ofi cia/o Puntos aprobados por la autoridad de fiscalización para la toma de muestras representativas para medic ión oficial a para medición de asignación y pror rateo en boca de pozo . O/ML. en los cuales se miden la cantidad y calidad de los hidrocarburos produ cidos a condici ones estánda r. Acción mediante la cual se entregan operat ivamente los hidrocarburos . DE 12 3 Ole 2D16 Hoja No. 48. Multi Phase Ffow Meter . Persona jurídi ca que realiza las operaciones objeto de un contrato o convenio suscrito con Ecopetrol S. Totalizadores de producción. ONAC . en una organización o lugar dado . 42. 47. conform e al método de medición estático o dinámico establecido . 35. Prop iedad de un result ado de medida por la cual el resultado puede 9 relacionarse con una referencia mediante una cadena ininterrumpida y . transfiriendo su custodia. dírectamente o por medio de un Tercero Especia lizado .'-"'- RESOLUCION No. El resultado de una medición se expresa generalmente como un valor medid o únic o y una incert idumbre de medida. Organ ismo Naciona l de Acr editación de Colombia. 38. Conjunto de valores de una magn itud atribuidos a un mensurando. Conj unto de disposi ciones adoptadas por la CREG mediante la Resoluci ón CREG 07 1 de 1999 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. en virtud del cual lleva a cabo operaciones de medición y determinación de volúmenes de los hidrocarbu ros. Operado r. TrazabiJidad. Mensuran do. Sis tema de Medición de Hidrocarburos. acompañados de cualquier otra información relevan te dispon ible . Puntos de Medición Oficia/o Puntos aproba dos por el Ministerio de Minas y Energ ia o quien haga sus veces en materia de fiscalizac ión . Mf'FM. NTC. 36. Dispositivo que puede registrar tasas de flujo de fluidos individua les de petró leo y gas cuando pasa más de un fluido a través de una linea de conducción . que cuenta con verificación y calibración vige nte y cumple con los niveles de incertidumbre exigidos. Transferencia.
Correspo nden a personas naturales o ju ridicas con formación y experiencia demostrable en el sector de hidrocarburos. accesorios). disponibles para verificación de la auto ridad de fiscalización . que incluya como mínimo un mante nimiento intrusivo anual (limpie za de med idores. en labores de medición . mediante el llenado de líneas de tubería. 52. Obligaciones general es de los ope rado res. verificación y mantenimiento de los instrumentos y equ ipos que hacen parte del sistema . Vol um en Muerto. tanques que están ubicados entre la boca de pozo y el punto de medición oficia l.. proced imiento. 51. Diseñar e implementar un plan de mantenimíento para equipos e instrumentos de medición de volumen de puntos de medición oficial y separadores de prueba y general (no incluye tanques). equipos o tub ería . cumpliendo con los requisitos establecidos en la presente resolución. 5. segun las exigencias establecidas en la presente resolución. y qu e debe ser sometido a trat amiento para poder ser fiscalizado durante las etapas de evaluación y explotación de cada campo . 2. determinación de calidad. Mantener los equipos e instrum entos requ eridos para la medición del volumen de hidrocarburos yagua de producción y para la determinación de calidad de hidrocarburos en cumplimiento de un plan de aseguramiento metro lógico a partir de patrones calibrados y trazables a entidades acreditadas. 53. tubos de med ición. El volu men muerto incluye igualmente el volumen que permanece inmóvi l du rante la evaluación y la exp lotación del campo en algunas partes internas de sus facilidades . instrumento. DE Hoja No . 23 OIC 2DI6 RESOLUCION No. Tercero s Esp ecializados . audito ría e interventoria . . Son obligaciones generales de los operadores las siguientes: 1. Aportación de evidencia objetiva de un determinado equipo . Validación. 50. 3. Es el volumen mtmmo de hidrocarburos liquidas yagua requerida para que perm anentemente se viabi lice la operación de una facilidad. 7 de 24 Continuación de la Resolución "Por la el/al se reglamenta la medició n del volumen y te oetermmeoon de la calidad de los hidrocarburos producidos en el país para la adecuada liquidación de las regalías y contraprestaciones económícas en favor del Estado . vasijas. proceso o sistema. TiTULO 2 Requi sitos pa ra la med ición del vo lume n y det er m inac ión de la ca li da d de 105 hidrocarburos Articu lo 4. Verificación de que los requ isito s especificados son adecuados para un uso específico. Elaborar y aplicar un manual de medición del volumen y determinación de calidad de hidrocarburos para los procesos y sistemas de medición que opere. Contar mínimo con un sistema de medición del volumen y determ inación de calidad de los hidrocarburos y del agua de producción que se extraiga. cada una de las cuales contribuye a la incert idumbre de medida. que satisface requerimientos previamente especificados. Adoptar las mejores prácticas y estándares internacionales en materia de medición del volumen y determinación de la calidad de los hidrocarburos de conformidad con lo establecido en la presente resolución. 4. documentada de calibraciones. Verifi cación. que incluya procedimientos escritos y cronogramas de calibración .
Artículo 5. Medición del volum en de l os hidrocarburos . 23 ole 2016 RESOLUCION No. el operador deberá contar con un laboratorio que cumpla con los requis itos téc nicos de la norma ISO 17025. La medición oficial del volumen de los hidrocarburos que se recup ere en todo pozo o campo prod uctor podrá ser estát ica o dinám ica dependiendo del tipo y características del fluido a med ir y los volúmenes a manejar. de explotación de campos descubierto s no desarrollados o campos inactivos o de cua lquier otra naturaleza . Atende r en los tiempos que lo indique la autoridad de fiscalización. verif icaciones. La medición dinámica podrá realizarse a través de equipos de medición que cumplan con los estándares establecidos en los articulas 16 y 18 de la presente resolución. como para el desa rrollo de las pruebas de laboratorio. Nombrar un repre sentante de la dirección o encargado de la gestión volumétrica y de medición . f1. Parágrafo 1. DE Hoja No . 1. Parágrafo 2. temperatura o cauda les. 8.A. 8 de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medi ción del volumen y la oetomvnecóo do la calidad de los hidrocarburos p roducidos en el país para la adecuada liquida ción de las regalia s y contraprestaciones económicas en favor del Estado" 6. En toda facilidad . 1 r'l t. 10.. La medición estática debe rá realizarse en tanques de almacenam iento que cump lan con los requerimientos establecidos en el artículo 14 de la presente resolución . Durante el desarrollo de pruebas iniciales de producción o pruebas extensas de producci ón. responsable ante la autoridad de fiscali zación . 7. Para efectos de la presente reso lución también se extenderán los de rechos y obligaciones a aquella s personas jurídicas que hayan susc rito contratos de exploración y produc ci ón. . Artíc ulo 6. Contar con personal comp etente tanto para la realización de proce dimientos de medición y mue streo. . tratam iento y medición. . se podrá n utilizar equipos y facilidades insta ladas de forma transitoria. Para efectos de determinar la calidad de los fluidos que se producen . cumpliendo con los linea mientos de la presente resolución y previa aprobació n de la autoridad de fiscalización.. Parág rafo. entre otras actividades . que indique claramente la ubica ción de los puntos de medi ción oficia l y los puntos de muestreo oficial. calibraciones . Determina ció n de calidad de los hidro carb uro s li quidos. documentando la competencia de las personas enca rgadas de operar los equipos y realizar los ensayos de los parámetros de calidad del hidro carburo y las calibracio nes y/o verificaciones requeridas. asociación. Llevar en una bitácora (física y/o electrónica) los registros diarios de todas las actividades de gestión de medición . de producción incremental . deberá mantener en un lugar visible un diagrama de procesos del sistema de producción.. Para el caso de los puntos de medición oficial que entreguen gas al SNT aplicarán las obligaciones establec idas en el presente artículo y todas las estab lecidas en el RUT en materia de medición. tanto con la Age ncia Nacional de Hidro carburos como con Ecopetrol S. alteraciones a las cond iciones de proceso tales como cambios de presión. incluyendo capacitaciones ... sin necesidad de estar acreditado y que cuente como mínimo con los siguientes elementos: . las solicitudes de información sobre sus sistemas y procedimientos para la medición del volume n y determinación de la calidad de los hidrocarburos. siguiendo los procedimientos y estándares establecidos en el artículo 13. 9. cambios de equipos e instrumentos de los siste mas de medición y laboratorio . manten imientos . reparaciones. reuniones de revisión ger enc ial y de gestión de no confo rmidades y audit or ías.
D4377. instrumentos e insumas para la determinació n del contenido de azufre conf orme con lo establ ecido en la norma ASTM 0 4294 o 02622. entre otro s. una cromatografía mensual hasta C12+. instrume ntos e insumas para la determinación del contenido de sedimentos de acuerdo con lo descrito en la ultima versión de la norm a ASTM D473. 2 Contenido de sal menor o igual a 20 libras de sal por cada mil barriles (PTB). " . 2. Para los punt os de medi ción oficial se deberá realizar como mínimo. Equipos . Artic ulo. seg un la Norma API MPMS Capítulo 14. Los ensayos de calidad se debe rán realizar sobre muestras representativas tomadas en los puntos de muestreo oficial. y el conte nido de azufre cada seis (6) meses. La determinación del contenido de sedimentos deberá efectuarse como mínimo cada tres (3) meses o cuando cambien las con diciones de producció n. composición y poder calorífico. Equipos. Para establecer la calidad de los hidrocarburos líquidos se deberá determinar como mínimo la gravedad AP1 . DE 2 3 ol e 20\5 Hoja No. La medición del contenido de agua y gravedad APl deberá realizarse diariamente . Para determinar la calidad de los hidrocarburos gaseosos se deberá establecer.RESOlUCION No.0. . 4 .5% en volume n. la determinación del conte nido de agua en petróleo crudo en puntos de med ición oficial se hará utilizando el método de titu lació n (Karl Fische r). Articulo 8.1 ultima versión. la dens idad . Equipos. Para los puntos de medición oficial que entr eguen al SNT. el contenido de agua y sedimentos. instrum entos e insumas para la med ición de la gravedad API de acuerdo con lo descrito en la ultima versión de las normas ASTM 0287. Parágrafo 1. Contenido de agua y sedimentos menor o igua l al 0. instrumentos e insumas para la determinación del contenido de sal conforme con 10 establecido en la norma ASTM 03230. El operador podrá contratar los servicios de un laboratorio extern o para la determinac ión de parám etros de calidad. Parágrafo 2. 040 07. De conformidad con la Resolución Minmin as 80245 de 1994 o la norma que la modifique o sustituya . 0 5002 o API MPMS 9. el análisis de la calidad del gas se realizará de acue rdo con lo establ ecido en el RUT. Parágrafo 1. Pa rág raf o 3. Parágrafo 2. Los hidrocarburos líquidos en el punto de medición oficial debe rán cump lir con las siguientes caracter ísticas de calidad: 1. Determinació n de calidad de los hidro carburos gaseos os . Parág rafo. 9 de 24 Continuació n de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volu men y 18 detenmnecion de la calid ad de los hidrocarburos producidos en el pais para la adecua da liqu idación de las regalías y contraprestaciones económicas en favor del Estado" 1. D4928 o API MPMS 10. 3. siempre y cuando este cumpla con los requisitos de la norma ISO 17025. Equipos . 5. segun la Norma API MPMS Cap itul o 8. Cali dad de los hidrocarbu ros líquidos en el p unto de medici ón oficial. instrum entos e insumas para la determinación del contenido de agua de acuerdo con lo descrito en la ultim a vers ión de las normas ASTM 04006 . Equipos . 0 1298 . 7. el conten ido de sal y el contenido de azufre . Los ensayos de calidad se deberán realizar sob re muestras representativas tomadas en los puntos de muestreo oficial.
Model o de medición estáti ca para hidro carburos liquidas . cada corrie nte prove niente de cada campo deberá ser medi da antes de entra r a la facilidad .3. Un mismo operador de dos o más campos. 10 de 24 Conünuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la determina ción de /. Apéndi ce A.1.5. Sis temas de medición compartidos . deberá ser calculado de conformidad con lo establecido en las últimas versiones de las normas API MPMS 3 y AP I 12. Parágrafo. 11. o dos o más ope radores . Normas técnica s de ob ligatorio cump li mie nto para medi ción estática. Las cifras significativas con las cu ales se deberán rep ortar los resultados que se obtengan para cada una de las variables de los modelos de medición tendrán que cumplir con lo establecido en la vers ión vigente de las normas API MPMS 12. el aná lisis de la calidad del gas se realizará de acuerdo con lo establecido en el RUT.5. Los hidrocarburos gaseosos a medir en puntos de medición oficial debe rán cumplir con las condiciones contractuales establecidas por las partes del contrato.1. Cifras significativas y co nversió n a sis tema métrico.5% de contenido de agua y sedimentos . lo cual será validado y aprobado prev iamente por la auto ridad de fiscalización. Para la conversio nes de las cant idades a unidades del sistema métri co se deberán apli car las correlaciones que establezca la vers ión vigente de la norma técn ica API MPMS Cap itulo 15 . Artíc ulo 9.22 .1 calidad de los hid rocarburos p roducidos en el pa ís para la adecua da liquidación de las regafias y contraprestaciones económicas en favor del Estado " Parágrafo 3. Para los puntos de medición oficial que entreguen al SNT .3 (Medición Dinámica).2. Los equ ipos y procedim ientos de los sistemas de medición estática utilizados como . La aprobación de sistemas de medición que cuantifican fluidos fuera de las especifi cac iones arriba indicadas. El volume n neto de hidrocarburos liq uidas a temperatura y presión estánda r obteni do luego de descontar el contenido de agua y de sedimentos sus pendidos .RESQLUC10N No.2. En el evento en que no se logre obtener un producto dentro del 0. 12. Para la conversión de cantidades se deberán usar las ec uaciones descritas en la versión vige nte de las normas API MPMS 11 . DE 2 3 OIe ZOlo Hoja No.2 Y 11. Calidad de los hid roc arb ur os gaseosos en el punto de medición oficial. TiTULO 4 Modelos de m edi ci ón y no rmas téc nicas aplicables CAPiT ULO 1 Med ici ón Estática A rtícu lo 12. En los casos donde se utilicen facilidades compartidas para el tratamiento de hidrocarburos. Artí cu lo 10.1 1.1. Parágrafo.1. Artíc ulo 13.5. podrán hace r uso de un mismo sistema para medir el volum en y determinar la calidad de hidrocarburos produ cidos siempre y cua ndo se garantice la existencia de equipos y procedimientos que perm itan identificar el volumen y calidad que corresponde a cada camp o. (Medición Estática) y AP I MPMS 12. incluso de diferentes contratos y/o conve nios de exp lotación . TiTULO 3 Req uisitos para el reporte de la prod ucción Articu lo 11. deberá ser ava lada por la auto ridad competente . dicha cond ición deberá ser informada a la autoridad de fiscalización. aplicables a los volúm enes calcula dos co n los modelo s. 12.
C. DE Hoja No. o. 6.A. Método de triangulación óptica. Método de medición con cinta o strapping ..2 . Cumpli r con los requisitos de la norma técnica incorporada API 2350 . Ser construidos e instalados de acue rdo con las dispos iciones contenidas en las últimas versiones de las normas técn icas API 128 . boquillas de entrada para operaciones de medición y muestreo manual. API MPMS Capítulo 11. Las señaladas en el artículo 6 de la presente resolución en relación con determinación de la calidad de los hidrocarburos. para realizar aforos de tanques utilizando los métodos o procedimientos contenidos en la última versión de la norma API MPMS Capitulo 2: 4 1. API STO 650. Determinación de la Temperatura. 44. 2. 4 . entre otros. 9. J. Método de los rango s de distancias internas medidas mediante sistema electro. Factores de corrección por temperatura de lámina del tanque. 8. Tanques de almacenamiento para medición oficial. . Llevar a cabo el proceso de calibración y aforo para tanques cilíndricos verticales por organ ismos esp ecializados. API MPMS Capítulo 19.8. 3. API MPMS Capítulo 12. Sección 2. Muestreo. Secció n 2.0. 2 . Se deberán tomar las medida s necesa rias para evitar contaminació n de los suelos en caso de derrames . deb idamente acreditados en la norma ISOIIEC 17025 por la ONAC o quien haga sus veces . . válvulas de presió n y vacío . S. Sección 2. conex ión a tie rra. 11 de 24 Continuación de la Resol ución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la aeterminecí ón de la calidad de los hidro carburos producidos en el pais para In adecuada liquidación de las regalías y contraprestaciones económicas en fav or del Estado" puntos de medición oficia l deberán cumplir con los requerimientos de las últimas versiones de las siguientes normas técnicas: 1. Medición de Tanques . API MPMS Capitulo 7. Contar con los accesorios y dispos itivos de seguridad.Cuarta Edición o aqu ella que la actualice o sustituya. 4 . diques.1t. protección catódica . API MPMS Capitulo 12. cajas de drenajes y recolección de goteo s meno res. API MPMS Capítulo 3. procesos de cálculo y definición de los términos . 7. válvula de control de venteo. Método de la línea de refe renc ia óptica . Se podrán utilizar para med ición oficial de los hidrocarburos líquidos producidos. Sección 3. 4. lineas de ent rada y salida que eviten caídas libres y salpicaduras de liquido . cifras significativas . compuertas de acceso al tanque. 23 ole 2u lO RESOLUCION No. Secc ión 1. API MPMS Capítulo 2. Pérdidas por evapo ración. 4. Sección 2 .3 .óptico (EOD R). Calibración y aforo de tanques verticales y horizontales. Encogimiento volumétrico resultante de la mezcla de hidrocarburos livianos con crudos . API STO 620 o Código ASM E Sección VIII División 1. sobre protección de sobrellenado para tanques de almacenamiento en facilidades petroleras. Parte 1. Artícu lo 14. tanques que cumplan con las siguientes condiciones : 1. ' ''<. AP I MPMS Cap ítulo 8. 3. Factores de corrección de volumen del hidrocarburo líquido por temperatura .
Estimación de la incertidumbre del aforo con su memoria de cálculo . debidamente acreditados en ISO/lEC 17025 por la ONAC o qu ien haga sus veces .7. 6. Corrección por densidad del prod ucto a almacenar (Liquid head stress) . Método manual o strapping . así: 6. Est ándar API 2555 Calibración liquida de Tanque. Medición de las alturas de cada anillo y de sus esp esores de lám ina . Corrección po r calibración de la cinta de trabajo a la cinta master. 7.2 .9 .20 .6 . El procedim iento de elabo ración de la tabl a de aforo para tanques cilíndricos horizontales deberá contemplar como mínimo los siguientes cálculos y co rrecciones: 7. 5. 5. 5.2. El-proceso de aforo y el procedimiento de elaboración de la tab la de afo ro pa ra tanques verticales deberá cumplir como mínimo con los siguientes calculas y correcciones : S. Medición de los eleme ntos interiores del tanque con efecto sobre el volumen contenido (Deadwoods). 5.18. 5. S. volumen. 6. 5 4. Método de los rang os de distancias intern as medidas mediante sist ema electro-óptico (EOD R) .13. mediante integración a partir de planos o mediante adición de volúmenes medidos de agua. Cálculo del incremento efectivo por anillo. 5.3.8 . Cálculo de los incrementos de volumen por altura de liquid o y por ani llo. 5.19. 5. Corrección por inclinación del tanque (Tilt)..7 .17 .8. 7. 5.4 . volumen.3 . Sección 2E .l .15 . 7. Medición de las long itudes de cada anillo y de sus espesores de lámina. Corrección por la tem peratura de lám ina (CT8 h) a la temperatura estándar. 5. Gravedad API del producto a alm acena r. 7.6 . Ge neración de la tab la del fondo. S.16.1. 7.1 .14.S. Corrección por calibración de la cinta de trabajo a la cinta máster. Medición física de las circunferencias utilizando cinta de trabajo o las mediciones que corresponda utilizando los dispositivos tele métricos aceptables.2 .12. Med ición de la altura del fondo del tanque y determinación de la relación nivel vs .10 .5. Corrección por el espesor de la cinta . Gene ración de la tabla por cad a anillo a part ir del incremento efectivo. utilizando los procedimientos señalados en la última ver sión de la no rma API MPMS Capítulo 2. S. Medición de la altura del fondo del ta nque y determinación de la relación nivel vs.11 . 2 3 ol e 20'. Medición de la pendiente del ta nqu e respecto del plano horizontal. Corrección por el espesor de lám ina del tanque .S. 5. 7. . 7. 5. 12 de 24 Cont inuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumon y la detormin ecicn de la calidad de los hidrocarburos producidOS en el país para la adecuada liqu idación de las regalías y contraprestaciones econ ómicas en favor del Estado" 4. Sección 2F. DE Hoja No. El proceso de calibración y aforo de tanques cilíndricos ho rizontales se deber á rea lizar por organismos especializados. me diante integración a partir de planos o med iante adición de volúmenes medidos de agua . Corrección por temperatura de la cinta. Corrección por el espesor de la cinta . 5. Corrección de circunferencias a condición de tanque vacío . 7. Corrección por excentricidad de las circunferen cias del tanque. 5. Corrección por tem peratura de la cinta. Corrección por el espesor de lám ina del tanque . 5. 5.5 RESOLUCION No. Medición física de las circunferencias utilizando cinta de trabajo o las mediciones que corresponda mediante dispositivos telemétricos aceptables. Determ inación del peso del techo y de la altu ra de los soportes .
y dichos volúmenes deban ser conside rados dentro del balance de los campos . Medición de los elementos interiores del tanque con efecto sobre el volumen contenido (Deadwoods). 7.2A última versión. el espesor de las láminas. los cambios que resulten de cada ej ercicio de verificación . El proceso de recómputo de las tablas de aforo deberá realizarse a partir de medicion es previamente hechas de los diámetros del tanque. entre otros aspectos . butano . la elabo ración de una nueva tab la de aforo. Co rrección de circunferencias a condición de tanque vacio.'16. 11 . los vo lúmenes muertos internos. inclinación del tanque y altura de referencia. Se deberán adelantar ope raciones de reaforo en los siguientes eventos: . el techo flotante. Gravedad A PI del producto a almacenar.2A. Recómputo de las tablas de aforo. Los parámetros de control se rete rencían en el apé ndice A del API MPMS 2. firmadas por los operadores y la empresa que realiza el aforo. o cuando cambie la altura de referencia sin que este cambio vaya asociado a deformación del tanque . y. de los tanques de almacenamiento que se presenten por parte del Operador para aprobación . 7. Parámetros límite para reaforo de tanques establecidos como puntos de medició n oficial. Corrección por la temperatura de lámina (CTSh ) a la temperatura base de 6D"F. tal es como la altura de referencia por deformación inelástica del tanque .14.11 .18 . tales como propano . Generación tabla del fondo y tabla de incrementos cilindro . En aquellos campos donde se recuperen productos blancos liquidas provenientes del tratamiento del gas. 23 Die 20\6 RESOLUCION No. cuando cambien las variables de operación del mismo. 7. Correcció n por inclinación del tanque respecto del plano horizontal 7. 12. Todos los tanques aprobados como puntos de medición oficial de berán inspeccionarse cada cinco (5) años para ve rificar los límites fijados en el apéndice A del AP I MPMS 2. junto con las memorias de cálculo respectivas. en las siguientes dimensiones: diámetro interno. 12. para el cuerpo del cilindro.9 .13 . 7. 9. 7. Los parámetros de control se referencian en el apéndice A del API MPMS 2. las tapas esféricas o elípticas.15. espesores de lám ina. las tablas de aforo de los tanques donde se almacenen dichos productos se elaborarán para el cálculo de volúm enes en galones americanos. 7. Presión de trabajo del tanque. y el disco intermedio (Knuckle disk) 8. GLP o gasolina. a partir de nuevas medidas de los diámetros de este. Aprobación de las tablas de aforo. en unidades de barriles americanos con dos cifras decimales a la temperatura estánda r y el respectivo nivel de líquido en milím etros. Cálculo de la incertidumbre del afo ro. DE Hoja No. La tabla de afo ro deberá presentarse en forma f ísica y en fo rmato digital editable . Las tabl as de aforo .2A última versión . Cál culo de los increm entos de volume n por altura de liquido. Corrección por densidad del producto a almacenar (Liquid head stress ). deberán entregarse a la autoridad de fisca lización. 10. 7. 13de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la tietemunecíon de la ceuaoa de los hidrocarburos producidos en el peie para la adecuada liquidación de /8S regalías y contraprestaciones económicas en favor del Estado " 7. Reafaro de tanques. 7. deberán realizarse. tales como temperatura o gravedad A PI del producto almacenado . Inspección de tanques. altura de los anillos .10 . el diámetro o la inclinación del tanque. El proceso de reaforo del tanque. El operador deberá elaborar y mantener actualizada una tabla que registre progresivamente en forma tabular y gráfica . Corrección por excentricidad de las circunferencias del tanq ue 7.19. cuando cambien las condicion es externa s o las variables estructurales del tanque.17 .
Se deberé reca lcular la tab la de aforo: 13. conforme a lo establecido en las últimas versiones de las Normas ASTM 0 4057. 14de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la detenninflción de la calidad de los tiarocemuros producidos en el pa ís para la adecuada liquidación de las regalias y contraprestaciones económicas en favor del ésreco " 12. 8.. Tanques de almacenamiento de construcción diferente. supe riores a las establec idas en la Tabla A 1 del apéndice A del AP I MPMS 2. y ':'I r:. El operado r deberé dete rminar el volu men de hidrocarburos que fluye a tra vés de un medidor de flujo siguiendo los lineamientos establecidos en la versió n vigente de la norma AP I MPMS. 0 5854 . API MPMS 8. Pará gra fo. Cuando la temperatura del líquido cambie en mas de 10°F con respecto a la reportada en la tabla de aforo. Capítulo 12. supe riores a las establec idas en la Tabla A2 del apé ndice A del AP I MPMS 2. entre est os.. capacidad nominal. Norm as técnicas de obligatorio cumplimien to para medición dinám ica de hidrocarburos liquidas . 05842 . De conform idad con la norma ü lML R071 . Cuando se evidencien variaciones en el espesor de las lamin as de l anillo inferior. 14 . 12. los separadores. se podrán utilizar tan ques tipo "Gun barrer' o "Frac Tank".2A . constructor. presentados en la misma tabla. Identificación de tanques. El operador deberá utilizar eq uipos o instru mentos para la to ma de muestras. Modelo de medición dinámica para hidrocarburos liquida s.2.7 014. para la medición de los hidrocarburos líqu idos producidos .6 .1. Los tanques de tratamiento de los hidrocarburos .2A . . conforme a 10 establecid o en la Tabla A3 del apénd ice A del API MPMS 2.1.1. Parámetros límite para el recálculo de tablas de aforo en tanques establecidos como puntos de medición oficial. para las variaciones en los vol úm enes net os de hidrocarburos producidos.8 16.141 .2. Solo durante el desa rrollo de pruebas iniciales de producci ón y previa auto rizació n de la autorida d de fiscaliza ción . 03700.3. Cuando la densidad relativa del fluido cam bie en ma s del 10% con respecto a la reportada en la tabla de aforo. DE Hoja No. Los equipos y procedimientos de los sistemas de med ición . no son aceptados como puntos de medición ofi cial.2A para los diámetros nomin ales refe ridos. 13. Cuand o la variación del volumen med ido final comparado con el volumen medido inicial supere el 0. Capitul o 5. Sección 2.024% debido a la inclinació n. todo tanq ue de medición oficia l deberá estar provis to de una placa de metal que permita su identific ación y que cont enga como min imo la siguiente inform ació n: fecha de construcc ión. .. Equipos O instrumentos para toma de muestras.3. . 15. CAP iTULO 2 Medi ci ón Din ámica Articulo 15. 12_2... Artic ulo 16. debid amente afor ados en el sitio.. 14. 14.. GPA 2166. 0 1265. El volumen neto de hidrocarburos líquidos a temperatura y presión estánda r de berá ser calcul ado de conformidad con lo establecido en la versión vigente de la norma API MPMS.. 13. destudratadc res. altura de llenado má ximo y altura de referencia. t 2 3 Die 20\li RESOLUCION No. 8. Cua ndo se evidencien variacio nes en los diámetros internos de la circunferenci a de l fond o. desgomadores y desemulsiñcadores . 0 4 177 . de acue rdo con el método y tipo de hid rocarburo .
para medidores de flujo . Modelo s de m ed ición para hidrocarburos ga seosos. consumo en las operaciones. 14. Las quemas de gas deberán ser aprobadas previamente por la autoridad de fiscali zación. Los modelos de med ición que deben ser utilizados para la determinación del volumen de hid rocarburos gaseosos serán los establecidos en (i) las normas referidas en el RUT cuando se trate de gas inyectado al SNT : y (ii) en la Tabla 1 de la presente resolución cuando se trate de gas no inyectado al SNT . Capítulo 4 . Cap ítulo 14 . API MPMS. Asp ectos estadísticos de medición y muestreo. Capítulo 11. Los modelos. Sección 6. Capítulo 21. 6. API MPMS. para cifras significativas. 11. 5. 12. Se deberán medir los volúmenes de gas que se util icen en la facilidad para levantamiento artificia l o inyección al yacimiento . 13. . API MPMS. API MPMS. 9.1. para determinación de la temperatura . gene ración de energía y quema. 4 . previa aprobación de la autoridad de fiscal ización. DE 2 3 o le 20llí Hoja No.RESOLUCION No. Sección 1. 2. AP I MPMS. para probadores. Todo el gas producido deb erá ser me dido en forma continua y deberá llevarse un registro diario físico y/o electrónico de conform idad con lo establecido en la norma API MPMS 2 1. para la estimación de incertidumbre. 7. Sección 3. Sección 3. Capítulo 13. Capítulo 5. entregas a planta de procesamiento . Articu lo 17. Capitulo 8. para determinación de dens idad . para muestreo. Sección 2. 8. API MPMS . para cada tipo de med ido r. Capítulo 7. API MPMS. para factores de corrección del volumen del hidrocarburo líquido por temperatura y presión . para dete rminación de sedimento yagua en suspens ión. Capítulo 10. Pa rágrafo. Sistemas LAC T. API MPMS. API MPMS . equipos y procedimientos que se utilicen como puntos de medición oficial y/o puntos de muestreo oficial de hidrocarburos gaseosos que entreguen al SNT deberán cumplir con los requerimientos del RUT. Norma s técnicas de obligato rio cumplimiento para medició n de hidro carbur os gaseos os. API MPMS . API MPMS. para medición continua de densidad. defin ición de los términos y procesos de cálculo de cantidad es de hidrocarburos por medición dinámica . Artícu lo 18. 3. 15 de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición dol volum en y la determ innci ón do In calidad de tos hidrocarburos producidos en el país para la adecuada liquidación de las regalias y contrap restaciones económicas en favor del Estado" dinámica deberán cumplir los requisitos de las últimas versiones de las siguientes normas técn icas: 1. para medición electrónica de liquidas . Cap ítulo 12 . 10. Capitulo 12 . API MPMS. API MPMS. API MPMS. Capítulo 13. para encogimiento volumétrico resu ltante de la mezcla de hidrocarburos livianos con crudos. Sección 2. Capítulo 9. Capítulo 6.
calibración.. ver ifica ción e incertidu mbre._ .+~ Medidor Tipo Ultrasónico Medidor Másico Tipo Coriolis Cromatografía Muestreo de gas natural . Medici ón multifásic a.RESOLUCIO N No.-. _-_._ --_. 16de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la oetemunecón de la calid ad de los llidrocarburos producidos en el pais pa ra la adecua da liquidación de fas regalías y contraprestaciones económicas en favor del Estado" Otr os usos del gas de producción estarán regidos por la última vers ión de las normas que se relacionan en la sigui ente tabla : ._-. . instalación... . siempre y cuando ras características de diseño. .--. Norm as téc ~ i c~_s de o b li g ~!_o r i~ c ump lim i~n!_~ pa ra ". Se podrán utilizar medidores de flujo multifá sico (MPFM) fijos o portátiles para medición de asignación o para la rea lización de pruebas de pozo en lugar de separadores de prueba .!~d.i c i ~n de ~t~!> __ _ __ Norma Platina de Orificio -- Medidor Tipo Turbina . DE 2 3 OI e 1U16 Hoja No. .._ . operación .-----~~b l a 1.. . m antenimiento .- Medidor de Desplazamiento Positivo Tipo Diafragma ---_._ .-._.- Computador de flujo CAP iTULO 3 Medi ci ó n Mul tifási ca Artículo 19._-_.
Capítulo 20.1.RESOLUCION No. El inform e de resultados deberá reportar como mínimo el erro r relativo entre la indicación de l MPFM y la indicación de l well testing y tanques con respecto a la medición de cant idad de agua . La me dición continua puede realizarse med iante el uso de cualquiera de los siguientes medi dores: 1. Parág rafo 1. Med ición por asignación . o mediciones en tanques aforados antes de su disposición o uso final.Indicaciún Re[ t'n'>lt iU O/o E = * 1DO In dicaci ón Rl' [ereneía Parág rafo 2. Toda el agua de producció n separada en una fase independiente deberá medirse mediante medidores de flujo.2. La esti mación a pro rrata puede realizarse a partir de las mediciones temporales de los hidrocarburos en pruebas de produc ción. Para el uso de MPFM se deberá presentar solicitud de aprobación a la autoridad de fiscali zación . Mod elo de cuan ti ficación de la producción en boca de po zo . Estima ción a prorrata. Parág ra fo 3. Med idor mul tifá sico antes de la etap a de sep aración de fases . TíTULO 5 Distribución de la prod uc ción y bala n c es de cam po A rt ic ulo 21. como mínimo durante tres (3) meses en pozos representati vos del campo . crudo y gas empleando la siguiente ecuación: I nd ica ciúnMI'f'M . CA PiTULO 4 Otras o pe raciones de m edición A rticu lo 20. luego de la etapa de separación de fases: 1.1. 1. Sección 3. Determinación del volumen teórico de hidrocarburos produ cidos por cada pozo. Como requisito para la aprobación de uso de MPFM se deberán realizar pruebas contra equipos de well testinq y tanques .1. Medidores de flujo para gas y mediciones en tanques para flu idos líquidos. El MPFM Y los equipos de well test ing y tanques deberán estar ubicados dentro del área de la loc ación del pozo o cluster de pozos . . 1. así como con los requerimientos establecidos en los artículos 32 y 34 de la presente reso lución.3. luego de la etapa de sepa ración de fas es. 17de 24 Continuación de la Resoluc ión "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la detenninación de la calida d de los tuarocestnuos prod ucidos en el oete para la adecuada liquida ción de las regalias y contraprestaciones económicas en favor del Estado " estén aco rdes con las especificaciones de la norma técnica API MPMS. La determinación efectiva de los volúmenes de hidroca rburos producidos en boca de pozo corresponde a un proc eso que se debe llevar a cabo por campo y que comprende las siguientes etapas: 1. DE 2 3 O! e 2016 Hoja No. La producción teó rica de cada pozo se calcu lará mediante medición contin ua (asignación) o estimación a prorrata. Los medidores másicos tipo Co riolis podrán ser emp leados como MPFM siem pre y cuando el flujo multifásico tenga un GV F=O%.2.1. los lineamientos de esta resol ución y los requerim ientos del Servicio Geológico Colombiano para equipos que empleen fuen te radioactiva. Parág rafo 4.1. 1. Medido res de flujo para gas y líqu idos . Los MPFM deberán ser empleados solo en aquellas corrientes de flujo que se encu entren dentro de su envolvent e de operación. Medición de agua de producción. Los sistemas de medición de gas y de crudo en el well testing y tanques deberán cumplir con los lineamientos señalados en el Título 4 . capítulos 1 y 2.
Artic u lo 23. Artíc u lo 22. a co ndiciones de referencia.1 . el operador adelantará una investigación tendiente a encontrar las causas de la diferencia entre los valores de producción co rreg ida . Fluido inyectado al yaci miento. últ ima ve rsión . y para cada fluido (petróleo. 4 . Articul o 24. tener en cuenta la redu cció n del volumen de líquido. Para el cálculo de la producción co rregida pa ra cualquier pozo en un sistema de asignación se deberán seguir los lineamientos establecidos en el numeral 1. 2. 2 3 Die ZD\6 RESOLUCION No. DE Hoja No. 4. med iante la toma de muestras de los fluidos medidos y el cálculo del factor de encogimiento (Shrinkage facto r) de conformidad con la versió n vige nte de la norma téc nica API MPMS 20. y se calculará a través de la siguiente ecuació n: fC = Producción teórica del campo / Prod ucción tota l corregida El rango aceptable para los factores de campo (f C) será entre 0. Cap itulo 20. a partir de la cual propondrá a la autoridad de fiscalización las acciones o medidas a im plem entar. Factores de campo por fuera de rango. 3 Fluido almacenado . 3. Fluido extraído. Mermas. 6 Fluido quemado. gas y agua) . . Fluido en el punto de medición oficial.1.7 "Corrected Productio n Calcu lation " del AP I MPMS 20. Los hidrocarburos producidos se ca lcularán siguiendo los linea m ientos establecidos en el numeral 1. Determinación de los hidrocarburos producidos por campo en el punto de medició n oficial. Factor de encogimiento (m erma) para medición de asignación. Fluido trasferido . El operador deberá realizar un balance volumétrico o másico. co mo mi nimo los sigu ientes elementos : 1. Balances vo lum étricos o másicos. Determinación del Factor de Campo (FC). 18de 24 Contin uación de la Resolución "Por fa cual se reglamenta la medición del volume n y la üetemvneci ón de la calidrieJ de los hidrocarburos producidos en el país para la ade cuada liquidación de las regalías y contraprestaciones económicas en fa vor del Estado " Las prueb as de pozo deberán realizarse mediante medidores mult itásicos o a través de equi pos de sepa ración de fases (separadores de prueba ).7 "Corrected Production Calc ulation" del API MPMS . Cuando los volúmenes de hidro carburo s o fluidos de producción med idos a condiciones de presión de flujo Ingresen a tanques atmosféricos se deberá. Distribución de la producción neta del campo entre sus pozos productores. fluido usado com o combustible. 5. El facto r de campo corresponde a la diferencia entre el valor teó rico o est imado (potencial) de prod ucción y el valor total fiscalizado . con el fin de controla r las pérd idas/g an ancias del sistema que opera.1 última versión .05.9. El balan ce deberá reali zarse desde el pozo hasta el punto de medición oficia l y considerará._O? "'" .9. 7. 8.95 y 1. 2. Cu ando los factores de campo arrojen valores por fue ra de los límites de aceptación previstos en esta resolución . sin perjuicio de las sanciones que resulten aplicables.
salvo cuando pueda recuperarse.3. Pa rágrafo 2. el operador deber á presentar la fórmula de corrección de encogimiento debidamente soportada y validada con pruebas de laboratorio en los seis (6) meses posteriores a la publicació n de esta resolución. 10. . Par ág rafo 2. Otros propios de la ope ración que se establezcan por requerim iento de la auto ridad de fisca lización. El volumen bruto de hidrocarburos líquidos y agua que por razones técn icas nunc a pueda llegar al punto de medición oficial. Los volúmenes de crudo que hacen parte de los fondos de los ta nques de medición oficial forman parte del inventario de crudo .RESOLUCION No. Parág rafo. En este mome nto pagará regal ías. El volume n muerto se calculará como la suma de: 1. Parágrafo 3. tratarse y com ercializarse cumpliendo especificaciones . A rtíc ulo 25. Fluido en proceso. El operador debe reportar las modificaciones en el volumen o capacidad de las líneas o vasijas de producción que se dan durante la exp lotación del campo y que modifiquen el volumen de crudo que constituye el volumen muerto. el balance deberá tene r en cuenta el efecto de encogimiento del volumen de la mezcla. En las facilidades donde se diluyen crudos pesados con nafta o cualquier otro hidrocarburo liviano . Reporte de vo lúmen es muertos . 0 Para los casos en dond e el crudo sea meno r a 13 API . El volumen bruto interno de las líneas de tub ería. En el caso en que el punto de medición oficial sea compartido. Parágrafo 1. 19de 24 Continu ación de la Resol ución "Por la cual se reglamen ta la medición del volumen y la determina ción de la cali dad de los IJid rocarburo s producidos en el país p ara la adecuada liquidación de las regalla s y contrap restaciones económicas en favor del Estado" 9. El volumen muerto debe ser reportado a la autoridad de fisca lización en el Cuadr o 4 de producción mensual de cada campo y en el SUIME. Parág rafo 4. el operador deberá asegurar que exista medición ope racional y de referencia para suste ntar los datos utilizados en los balances . Parág rafo 1. DE 2 3 O\ e 2 16 Hoja No. o en los formatos que para tal propósito destine la autoridad de fiscalización. vasijas de proceso. El operador deberá garantizar que el volumen de nafta o hidrocarburo liviano que se utilice como diluyente sea med ido previamente de conformida d con los lineamientos establecidos en el Título 4. Fluido de dilución . el volumen muerto podr á desplazarse. Las ecuaciones deducidas de las pruebas realizadas en laboratorio para dete rminar el factor de encogimiento debe rán desarrollarse acorde con las diferentes dens idades de diluye nte que se utilicen en la operación. localizados ent re boca de pozo y las facilidades de tratamiento . 11. Artícu lo 26. tanqu es de trata miento . y entre estas y el punto de medición oficial . 2. Capítulos 1 o 2 de la presente reso lución y que se conserven los registros pertinentes . Corr ecc ión vo lumétrica p or encogimie nto en campos que diluy en los c rudos pe sados con nafta o hidr ocarb uros livianos. de acuerdo con los lineamientos dados en la versión vigente de la norma API MPMS 12. Al terminar el cont rato por cualq uier causa .
líneas de transferencia . que incluye un conjunto de indicadores que recogen información cuantitativa sobre el estado comparativo de una determinada variable o función de medición. Descripción de las ecuaciones de balance volumétrico y máSICO de petróleo liquid o. pérdidas estimadas. . Sistemas de gestión de calidad de medic ión. agua y gas. personal y gestión metrológica deberá comprender los siguientes procesos: 1. instructivos y formatos que deberán estar claramente establecidos. destacando los consumo s. los equipos para su determinación y cuantificación. balances de planta. Esta descripc ión debe elaborarse por separado.1lia s y contrapresta cion es económicas en favor del Esta do · TiTULO 6 Gere nc ia metrol ógi ca Articul o '27. Indicadores. Manual es de medición y determinación de calidad. frente a lo establecido para dicha variable en las "buenas prácticas de me dición". Descripción de los sistemas de medición oficial de fiscalización y de los sistemas de medición de asignación o estimación a prorrata de la producción por pozo. El operador deberá realizar sus operaciones de medición del volumen y determ inación de la calidad de los hidrocarburos de acuerdo con una serie de procedimientos. calibraciones. modelos de medición. 2. relacionadas con la medición oficial de fiscalización y de producción en boca de pozo . 2 3 ole 2G1fi RESOLUCION No. El sistema de gestión que cobijará los insumas. manejo de inventarios . incluyendo el gráfico del sistema y sus puntos de medición aprobados . ii) pruebas extensas y iii} explotación comercial. conciliaciones y reclamaciones entre otras. Gestión volumétrica. Trazabilidad volumétrica. Procedimientos para la medición del volumen y determinac ión de la calidad de los hidrocarburos producidos a partir de las normas técnic as exigidas. Mejoram iento y evolución. para cada uno de las etapas de producción: i} pruebas iniciales. 4. análisis de geren cia y planes de desarrollo y evolución del sistema. El operador deberá implementar una bitácora digital y/o física de control de ejecución y seguimiento a las actividades diarias de control. documentados y consignados en un manual. equipos . DE Hoja No. desarrollo y uso final de la información volumétrica. que incluye el manejo de la igualdad e integridad de los datos a lo largo de todo el proceso de origen. de las facilidades y del campo . 2. reinyecciones y las quemas de gas . determinación efectiva de los volúmenes recuperados y diligencia miento de los formularios. cuadros y formas exigidas por la autoridad de fiscalización. de las mediciones oficiales y de producción en boca de pozo. redactado en idioma castellano. El operador deberá implementar un sistema de gestión de calidad de medición de conformidad con la Norma Técnica Colombiana NTC-ISO 10012 . el cual desarrollará el siguiente contenido mínimo: 1. capacitaciones. 20 de 24 Continuación de la Resolución ·Por la cual se reglamenta la medición del volumetl y la aetemunec ón de la calidad de los hidrocarburos prod ucidos en el país p ara la adecuada liquidación de las reg. 3. factores. sus procesos de cálculo. seguimiento.Sistemas de Gest ión para la Medición. Bitácora de actividades dia rias de medición . que involucra el manejo de la información resultante de los procesos de auditoría. Artícu lo 29. verificaciones entre otras. Artícu lo 28. auditorías. procedimientos. 3. que involucra los procesos de cálculo. y sus sistemas de validación y reconciliación aguas abajo .
para la determinación de las incertidumbres de los sistemas de medición disponibles. . Parágrafo 3. de acuerdo con las frecuencias mínimas que se estab lecen en la Tabla 2 de la presente reso lución . entre otros. verificación . Los instrumentos de los puntos de medi ción oficial. Artícu lo 31. 7. Cali brac ió n d e equip os de medición. Los instrumentos y equipos empleados en laboratorio para determinación de la cantidad de agua . La calibra ción de medido res de gas de los puntos de medic ión oficial que no ent reguen al SNT debe rá ser realizada por un laboratorio acreditado según ISO 17025 por la ONAC o quien haga sus veces . de acuerdo con las normas técn icas incorporadas aplicables. La instrumentación de presión y temp eratura deberá ser calibrada con una fre cuencia no mayo r a seis (6) meses. Obligación de preservar la in tegridad de los equip os. Parágraf o 1. MPFM . La autoridad de fiscal ización será informada por lo menos con siete (7) días de antelación a la fecha de ejecuc ión de los trabajos Par ág raf o 4. de auditorías. Los sistemas de med ición deberán disponer de los dispositivos. peso . med ición por asignación y totalizado res de producción deberán estar asegu rados metrológicamente. bloqueos por cadena y candado. com ité de med ición y de revisión gerencial. As í mismo la autoridad de fiscalización podrá exigir la instala ción de dispositivos adic ionales que prevengan la alteración de los sistemas de med ición (sellos. Los medido res más icos tipo Corio lis empleados como medidores multifásicos en puntos de med ición por asignación o tota lizado res de la producción . procedimientos y protocolos de conti nge ncia que garanticen la integ ridad.RESOLUCION No. para lo cual el operador establecerá un cro nograma de mantenimiento. deberánser calibrados mínimo una vez al año contra patrones trazables al Instituto de Nacional de Metrologia o por un organismo internacional equ ivalente de metro logía . Parág raf o 5. El ope rado r deberá llevar a cabo un plan de mantenimien to y aseg uramiento metrológico de los MPFM que garantice que los resultados de las med iciones se encuentren den tro de los parámetros de exactitud est ablecidos por el fabricante y los requerim ientos de incert idumbre expresados en esta resolución . 6. Artícul o 30. Gestión de mejoramíento a parti r de indicadores. procedimientos y manejo de resultados. Criterios . Procedimientos de calibración y verificación de instrumentos de medición . La autoridad de fiscali zación será informada por lo menos con siete (7) días de antelación a la fecha de ejecución de los trabajos . brida en ocho. ajuste y/o calibración respecto a un patrón o probador adec uado. 5. DE 2 3 O! e 2016 Hoja No. Toda operación de aforo y reaforo de tanques autorizados como punto de medición oficial . conf iabilidad y seguridad de la información. Parágrafo 6. 8. Características de calidad para el hidrocarburo producid o y llevad o al sistema de med ición oficial . masa . ent re otros). Para aquellos que entreguen al SNT la calibración será regulada por lo dispuesto en el RUT. Descripción de la bitácora y de las demás herram ientas electró nicas y/o físicas de gest ión de los sistemas de medición. así como de calibra ción de probadores de sistemas de medición dinámica deberá ser realizada por un tercero especializado acreditado según ISO 17025 por la ONAC o quien haga sus veces. Parágrafo 2. Los equipos de med ición debe rán estar asegurados metrológicamente. 21 de 24 Con tin uaci ón de la Resol ución "Por la cual se reglament a la medición del volumen y la aetomünocón de la calidad de los hidrocarburos producidos en el país para la ade cuada liquidación de las regalias y contra prestacio nes econ ómces en favor del Estado" 4. densidad y temperatura deberán ser calibrados por un laboratorio acred itado según ISO 17025 por la ONAC o quien haga sus veces.
Masa .L _ .~~d i c i ó n l~ Metodo de calibración Tipo de ._.. --. la frecuencia d e la c ali bración podrá ser defin ida a partir d el d esempeño metrológico del elemento. mO'.._- Computador de flujo (verificación del Hidrocarburos L-. Coriolis A A A _A I N/A L N/A_ _ _Anual _J Agua Turbin PO as Vortex Magnéti cos N/A A A A I NfA t A Anual r--J!1!r~. -.. ~ '" C> tL. . -.r--~--- ~ .~ _N/A N/A NfA N/A ~~_ ~~-..~. Conons A A A L " _J..- Termo tnq rómetro . _ ~ -.-. Máximo semestral Transmisor / NIA NIA N/A ~ N/A o ( O') Temperatura _. . Frecuenci as mín im as d e cali b ración V ~~rific a ci ón d e e_g..i e~s _d !!.0 Volumétrico ---J ~ . .- Crudo y condensado (Punto de Medición Oficial) _ Turbinas Ultrasónico _ .E..---- --.- 0 In "'0 o:lO ~'O'= oCi ~ '~ CI 0'" <'11 O f <'11 callb raciónl venñ ca ct én 'O CI ñj Qi •• oC In ' - e ._--. _ . -.. J NfA _..r-f-r-_ _ _ RUT ~_d e O~:.~.:i:E • • l: oC e e0. Mensual __.-fA.N~A L N/~. ..Líouic cs Hidrocarbu ros NIA - NfA NfA NIA . .No Aplica . .__ cada . ..:_. '.-_. _ g Fre cuencia sugerida de Aplicación medidor "E ~ " 'O <'11 ~'E. Verificació n . I A = Método aceptable .. -. 22 de 24 Continuación de la Resolución w or la cual se reglamen ta la medición del volumen y la determinación de la calidad de los hidrocarburos producidos en el pa is para la ade cuada liquidación de las regalias y contraprestaciones económ icas en fa vor del Es tado ~ Los patrones usados deberán tener trazabi lidad respecto a patrones certificados por el Instituto de Nacional de Metrología o por un org anismo internaci onal equivalente de metrología o un laboratorio de metrología debidamente acred itado cumpliendo los requerim ientos de la ISO 17025. -~~ ~ ..RESOlUCION No.. . Seme stral algoritmo de cálculo) NfA NfA NfA NfA A N/A ... ~ ':' C. - vidrio Y...~ 1-__ C~riolis ~~/A A NIA NIA - NIA Cada seis (6) años Ultrasónico N/A N/A A NIA NfA NfA Punto de Medición Oficia! que no entreg ue al SNT Turb inas Rotativos - NIA NIA A NfA NIA _. . ....:-l -~J~~~~~_ .= <'IIo.-. NfA .A 0ua '____ Presión Transmisor / Transductor NfA NfA N/A ~ A N/A Minimo mensual -..- Calidad de gas -~.g . -~ .o:l . . A~/A.~ .1 DE 1 3 ole ZQ\S Hoja No.~!?~i~ --- _. _N/~J PO Turbina Anua l NfA A A Diluyente Vortex _± A 1 ~_ U S M - -.. -- Placa de Orificio NIA NIA NfA NIA NfA N/A dimensional interna . -- I -'.'.s_ .-- Ka rt Fishe r .-~::~~~. - _ . .._~IA . ~- NfA A De acuerdo con lo Oficial que entregue Turbinas N/A N/A A NfA NIA NfA establecido en el al SNT l-e. ---_._-- . . - Mensua l . c on sid e rand o los re su ltados de por lo menos d os ca lib raciones sucesivas . f-...~~da. -- NfA NfA NfA NIA A NfA Anual . N/A .'~(3} ._.~ .s_ª~o..'O -N IAr ._- A __ A _ L A A A__ .. - l --. -. . ~ .-- ~ J __o Punto de Medición co"o"s ~ Ultras ónic o -.ll.. .-.. ~~... l. . . + . NfA NIA NIA NfA - A - A N/A NfA A A T NiA N/A t Anual --" ou._------. Transductor Termómetros de -.l~..-.R otatlv~~ ..-. Gaseos os .de Crudo _~~: l_ _~~: Peso I--~ -. t tidad..-.- ~~~t?l i s _ _ PO ._o.<:ligital Anali zadores en linea NfA NIA NIA NfA N/A I --- A De acuerdo con lo establecido en el ~- RUT . Tabla 2.
Program as de administraci ón metro/ógica. J. 23 de 24 Continuación de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la aetomüaeción de la calidad de los hidrocarb uros producidos en el pa ís pa ra la adecuada liquida ción de las regalías y contraprestaciones eco nómicas en favor del Estado" (incluyendo la calibración inicial) y siguiendo los lineamientos establecidos en la OIML D10. Es ti mación de la incertidumbr e.Guide to the express ion of uncertainty in measurement". Para dar el aval a nuevos puntos de medi ción oficial . . exp resada en términos de incertidumbre.' 1 RESOLUCION No. asi como el gas con propós itos de uso como levantamiento artificial o inyección . mod ifiquen o sustituyan . el mantenimiento . El nivel de incert idumbre de med ida en los puntos de medición oficia l que entreguen al SNT deberá cumplir con los lineamientos dados por el RUT..3% para medición dinám ica . TíTULO 7 Incertidumbre en la medi ció n de hidroca rb uros Artic ulo 33. los niveles de incertidumbre no podrán ser mayores al 5% . La incertidumbre de medición se estimará mediante aplicación de la versión actuali zada de la Guía OIM L JCGM_ 100_2008 "Evaluación de datos de med ición .. La autoridad de fisca lización. La incertidumbre expand ida de la medición reportada se esta blece como la incertidumbre estándar multip licada por un factor de cobertura que brinde un nivel de confianza de aproximadamente el 95%. NOTA: Para los sistemas de medición de gas que no tengan como fin determinar volumen de gas inyectado al SNT. inyección en el subsuelo. El Ope rador deberá implementar un programa de admini stración metro lógica que incluya entre otros. o a 0. realizará inspecciones periódicas a los sistemas de med ición para verifica r el cumplimiento de los requisitos establecidos en esta resolución. 1 . no podrá ser mayor a 0. "Evaluation of meas urem ent data . generación de ene rgía. consumo en las operaciones . Verificacione s. DE 1 j OI e Z015 Hoja No.Guía para la expresión de la incertidumbre en la medición". entre otros. tales como consumos internos. Los halla zgos encontrados en las inspecciones de ben generar un plan de acción por parte del ope rador.. Articulo ' 32.. Para el caudal de agua la incertidumb re no podrá ser mayor al 2% abso luto. curvas de cont rol. o aquellas que las actualicen. medición por asignación y totali zado res de la producción se realizará una inspección previa a su entrada en operación por la autoridad de fiscali zaci ón o por medio de un terc ero especializad o. Pa rágrafo. _ . directamente o por med io de un tercero esp eciali zado .. TiTULO 8 Verif icac ión del es tado del s istem a de medi ción Artic ulo 35. cuyo seguimiento y cont rol estará a carg o de la autoridad de fiscalización. Para el caud al de gas la incertidumbre no podrá ser mayo r al 10% relativo. Articulo 34. . límites de repetibilidad y de aceptació n. Para puntos de medición oficial que entreguen al SNT. Para medidores multifásiccs la incertidumbre en la medición de la fase liquida no podrá ser mayor al 5% relativo. t:.5% para med ición estática de petróleo y condensados . aplicar los requerimientos establecidos en el RUT. La capa cidad de medición en el punto de medición oficial . Ni veles de in certidu mbr e aceptados . las frecuencias de calibración de los medidores deberán ser como mínimo las establecidas en los puntos de medición oficial que no entregan al SNT. Para la medición del gas comercializable no procesado .
Tra nsició n . Comun icación. Los sistemas de medición que antes de la publicaci ón de la presente resolución cuenten con algún concepto de aprobación o autoriza ción por parte de la autoridad de fiscali zació n para el desarrollo de una prueba extensa o la expl otación comerci al de un yacimien to . Arti culo 38.RESOLUCION No. PUB l iaUESE.1S y contraprestaciones económicas en favor del Estado" TiTU LO 9 Disposiciones final es A rticulo 36. Las dis pos iciones conte nidas en la presente reso lución se aplicaran teni endo en cuenta el siguiente régimen de transición: 1. Una vez publicada la presente reso lución en el Diario Ofici al. 24 de 24 Contmuaci ón de la Resolución "Por la cual se reglamenta la medición del volumen y la aetenninecón de la calidad de los hidroca rburos producidos en el peis para la adecuada liquidación de las regali. dis pondrán de un térm ino no sup erior a un (1) año para ajust arse a las disposiciones previstas en la presente resolución . Los sistemas de me dición que ha yan sido puestos a consideración de la autoridad de fiscalización a través de comunicación escrita antes de la publicación de esta res oluc ión con taran con el térm ino de un (1) año para ajustarse a las disposiciones previstas en la presente res olución . y al Instituto Naciona l de Metrologia. La presente reso lución rige a part ir de su pub licación en el Diario Oficial. COMU N iaUES~ Ú MPlASE Dada en Bogotá.é. ANH . comuníques e a la Agencia Nac ional de Hidrocarburos. a Iq>s 2 3 OI e 2016 GERMÁN ARCE . . D. INM. 2. Articul o 37 . que sea n complementaria s a las condicio nes est ablecidas en el permiso ya otorqado . Vig en cia. 1:~ 1 DE 2 3 OI e 2016 HojaNo. [APATA Ministro de Minas Energía Proyectó: Manuel Alejandro Montealeg re ROJasW Re visó Yolanda Patrñc Chac ón I Juan Ma nuel Anoraoe I ¿"VeCarlos Dav id eenran Quintero I Rutty Pao la Orüz Ja ra Aprobó Germán Arce Z apata .
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