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Timestamp: 2017-07-26 04:06:43
Document Index: 108946198

Matched Legal Cases: ['artículo 10', 'artículo 2', 'artículo 61', 'artículo 58', 'artículo 15', 'Artículo 5', 'artículo 2', 'artículo 4', 'Artículo 317']

Con Pes 3517
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LINEAMIENTOS DE POLÍTICA PARA LA ASIGNACIÓN DE LOS DERECHOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE GAS METANO EN DEPÓSITOS DE CARBÓN
Ministerio de Minas y Energía Agencia Nacional de Hidrocarburos Instituto Colombiano de Geología y Minería DNP: DIES Versión aprobada
Bogotá, D.C., 12 de mayo de 2008
INTRODUCCIÓN..................................................................................................................... 2 ANTECEDENTES .................................................................................................................... 2 ASPECTOS TÉCNICOS .......................................................................................................... 7 ASPECTOS JURÍDICOS........................................................................................................ 12 OBJETIVOS............................................................................................................................ 16
VII. ESTRATEGIAS Y PLAN DE ACCIÓN ................................................................................ 16 VIII. RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 18
. y disminuyeron 0.
La oferta de gas natural se puede describir en términos de las reservas. Entre estos gases se suelen incluir: i) los gases extraídos de arenas de baja permeabilidad (tight sands).
Oferta de gas natural
i. y iii) el gas metano en depósitos de carbón (coalbed natural gas. en caso de mantener el ritmo actual de producción. obedece a la situación mundial del mercado de gas natural. en particular.96% entre 2001 y 2002.I.
II. El comportamiento de la oferta y la demanda de este hidrocarburo está asociado con la creciente necesidad de contar con energéticos provenientes de diferentes fuentes y. 2 Cociente de las reservas probadas de gas natural sobre la producción anual de este hidrocarburo.
Por las características de los yacimientos de GMDC. las reservas mundiales de gas se han incrementado con un comportamiento aleatorio 3 .
Este documento somete a consideración del Consejo Nacional de Política Económica y Social – Conpes – los lineamientos de política para la asignación de los derechos de exploración y explotación de gas metano en depósitos de carbón y el desarrollo de las normas técnicas para su explotación. ii) los gases presentes en arcillas bituminosas (gas shales).52% entre 2003 y 2004. la producción y la relación entre reservas y producción (R/P) 2 . caracterizado por una oferta relativamente estable y una producción creciente en respuesta a la dinámica de la demanda. tanto las licencias como las operaciones de exploración y producción pueden darse en condiciones de coexistencia geográfica y temporal con operaciones de minería de carbón. Así. que indica el número de años durante el cual se puede producir gas natural con las reservas disponibles. en el año
Los gases de yacimientos no convencionales son aquellos que se encuentran en reservorios diferentes a aquellos en donde se presenta el gas natural.
A. 3 Las reservas de gas aumentaron en un 8.22% entre 2000 y 2001. mientras que la producción ha mantenido niveles de crecimiento más homogéneos. a una tasa de 2. coalbed gas methane o natural gas in coal).
El gas metano en depósitos de carbón (GMDC) es una forma de gas natural presente en yacimientos no convencionales 1 . aumentaron 0. que hace parte de la oferta energética de combustibles fósiles. Durante los últimos años.1% anual entre 1995 y 2006.
2006 las reservas fueron de 6. el precio internacional del gas natural ha tenido un comportamiento errático 4 . Por lo anterior. tal como se presenta en el Gráfico 2.400 6. como se observa en el Gráfico 1.400 140 5.000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 120 100
Fuente: Statistical Review Workbook 2007.200 5. Situaciones similares se presentan desde 1995.2% entre 2005 y 2006.200 240 300 280 260 6. British Petroleum. la relación R/P que osciló entre 63 y 71 años durante la última década.
Por otro lado. con una tendencia al alza.000 5.600 5. que en promedio equivale a un incremento anual del 19% entre 1995 y 2006.
Producción (GPCD)
Reservas (TPC)
Gráfico 1 Oferta mundial de gas natural
6.600 6.
El precio se incrementó 50. fue de 63 años en 2006.4% entre 2004 y 2005 y disminuyó en 23.800 5.405 tera pies cúbicos (TPC) y la producción fue de 277 giga pies cúbicos (GPC).
de las cuales 3.
Precio internacional con referencia Henry Hub. (Gráfico 3). ubicado en Erath.
. desde el año 2000 la producción ha presentado un incremento anual de 3. British Petroleum.
ii.084 GPC en el año 2007. 6 La producción de gas natural fue 575 MPCD en el año 2000.5% aproximadamente. Como consecuencia de lo anterior. De otra parte. en el cual confluyen 16 subsistemas que sirven los mercados de la costa del Golfo de México. la relación R/P fue de 14 años en 2007.Gráfico 2 Precio internacional de gas natural 5
US$/MBTU
0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Fuente: Statistical Review Workbook 2007. Louisiana. Henry Hub es un punto del sistema de gasoductos de los Estados Unidos.746 GPC correspondieron a reservas probadas. alcanzando 730 MPCD en el año 2007 .
Las reservas nacionales de gas natural fueron 7. la costa este de los Estados Unidos. El precio internacional con referencia Henry Hub es el precio de los contratos de futuros para el gas natural en la bolsa de Nueva York (New York Mercantile Exchange (NYMEX)). el medio oeste y la frontera con Canadá.
La información de reservas de gas incluye las reservas probadas. de los costos de producción del GMDC y del costo de oportunidad del carbón en el cual se encuentra depositado. las no probadas y las proyecciones de gas para el consumo en operación.gov.
Por una parte. las características del proceso de producción de GMDC generan un mayor nivel de incertidumbre para los inversionistas. 8 Esto debido a que una vez liberada la presión. UPME. en el caso del GMDC resulta difícil adecuar la producción a los precios del mercado ‘spot’ del gas natural.000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Fuente: Ecopetrol. el agua puede ocupar el espacio dejado por el gas. ya que para la adecuada explotación de este hidrocarburo se requiere asegurar continuidad en el proceso de extracción 8 y el manejo de unas tasas de producción que hagan óptima su explotación . ANH
Producción (MPCD)
. De esta manera. la decisión de invertir en la explotación de GMDC se basa en los precios internacionales del gas natural.Gráfico 3 Oferta nacional de gas natural
8. a diferencia de los procesos de producción de gas natural de yacimientos convencionales.000
Reservas (GPC)
600 7.000 400 6. de los precios del gas natural.co). No obstante lo anterior.
Variables en la comercialización de gas metano en depósitos de carbón
La posibilidad de comercializar GMDC frente al gas natural proveniente de yacimientos convencionales depende principalmente de los volúmenes disponibles de GMDC. según se puede observar en los documentos de “Indicadores de Gestión” publicados en la sección “Hidrocarburos en Colombia” de la página web de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (www.000 200
5.anh. 9 Relación de producción agua vs gas.
los pozos requeridos para su extracción son poco profundos en comparación con los pozos de gas natural convencional .A. no obstante se requiere de varios pozos para producir volúmenes que aseguren la viabilidad financiera de la operación. la decisión de producir GMDC depende de variables que afectan los costos de producción..
En el año 2006. Inc. En segunda instancia. Cerca del 90% de la producción provino de Estados Unidos y el resto de Canadá y Australia. 11 La profundidad puede variar entre 1. The natural gas frontier: 2015 and beyond. factor que depende de las características geológicas de la cuenca. sólo desde mediados de la década de 1980 se inició la producción comercial de GMDC en ese país 14 .5% en la producción total de gas natural. Además. que representó el 1. División de Exploración y Producción. 14 Estados Unidos es el precursor en la explotación comercial de gas proveniente de fuentes no convencionales. para asegurar la viabilidad financiera de la explotación de GMDC se requiere alcanzar un volumen crítico de producción. Advanced Resources International.9% de la producción de gas natural. Gary Bryner.500 TPC y las
Coalbed methane development in the Intermountain West.S. la producción mundial de GMDC fue 1.A. entre las que se encuentra el GMDC. Leta. lo cual permite ahorros en los costos unitarios de explotación. Kuck.000 y 6.9 TPC. debido a las condiciones de almacenamiento del GMDC. iii) las economías de escala en la producción. Smith. Finalmente.
. Houston. Inc. En el mismo año. además de tuberías flexibles de bajo diámetro para su producción. y iv) la logística de acceso a los mercados disponibles. el avance en las técnicas de exploración.000 pies. IHS. El comportamiento de la producción de este hidrocarburo en Estados Unidos se muestra en el Gráfico 4. ii) los avances tecnológicos en su exploración y explotación 10 . 12 A long term view for unconventional gas. el espacio entre dichos pozos es menor al necesario para la producción de gas natural convencional.
Teniendo en cuenta lo anterior y como consecuencia de la reducción en la producción de gas natural en Estados Unidos 13 . ICP – Ecopetrol S. U. explotación y recuperación de pozos incide en la disminución de los costos de inversión. Vello A. University of Colorado School of Law. 13 Coalbed methane – A global look at a regional supply. además de lograr unos costos logísticos de distribución física que hagan viable su acceso al mercado objetivo. Kuuskraa y Brian T. como son: i) las condiciones de almacenamiento de este hidrocarburo en el reservorio. las reservas mundiales probables eran de 4. Presentación realizada en el National Energy Modeling System/Annual Energy Outlook Conference 2001. Se requiere del uso de medidores de gas para bajos caudales y pequeños diferenciales de presión. El 40% de la producción de gas natural en ese país proviene de fuentes no convencionales. Gas Asociado al Carbón.
En primera instancia. con una participación del 7.Por otra parte. operación y mantenimiento del proceso de explotación de GMDC 12 . Natural Resources Law Center.
February 2008. Universidad Industrial de Santander. que se concentrarían principalmente en las cuencas de Cesar y Ranchería 18 . cuenca Catatumbo.
Coalbed methane – A global look at a regional supply. de los conflictos que tienen origen en estas diferencias. IHS. Houston. Conventional & unconventional hydrocarbon resources. Mario García González. y de los argumentos de orden técnico que en el ámbito internacional han permitido solucionar tales conflictos. Smith. lo cual equivale al 70% y 9% de las reservas totales de gas natural. Natural Resources Law Center. February 2008. 18 Coalbed methane resources of Colombia. formación GuachinteFerreira.
Gráfico 4 Producción de GMDC en Estados Unidos
1.A.reservas recuperables se estimaron en 600 TPC. Colombia.
Por otro lado. 16 Gas Metano Asociado a Carbón. se estima que las reservas probables en las regiones colombianas con mayor potencial 17 son de 17 TPC. University of Colorado School of Law. Noviembre 2007. cuenca del Cauca.7 TPC 16 . International Congress.
.252 956
Producción de GMDC (GPC)
A continuación se presenta una breve descripción de las principales diferencias entre las características del GMDC y el gas natural y entre sus técnicas de producción. International Congress. Leta.. Con base en estudios preliminares. formación Guaduas. Conventional & unconventional hydrocarbon resources. cuenca de los Llanos.
III.S. U. Bucaramanga.500 1. respectivamente 15 .000
500 196 10 0 1985 1990 1995 1999 2000
Fuente: Coalbed methane development in the Intermountain West. cuenca de Magdalena Medio. Agencia Nacional de Hidrocarburos.500 1. y cuenca baja y media del Río Cauca. 17 Entre las regiones con mayor potencial se encuentran: sabana de Bogotá. Gary Bryner. las reservas de GMDC identificadas en Colombia son del orden de 4.
Tabla 1 Comparación composición del GMDC y gas natural en la Cuenca del Río Powder Composición Dióxido de carbono Nitrógeno Etano Metano Otros GMDC 1. Cerrejón. Una vez se genera el gas.
Características generales del GMDC El GMDC es una forma de gas natural 19 que se produce cuando material orgánico se
convierte en carbón.
A pesar de estas diferencias. el GMDC puede ser mezclado con gas natural y transportado por gasoductos para ser usado como materia prima
o como combustible. Gary Bryner.1% 98.6% 0.
. University of Colorado School of Law. 21 La adsorción es un proceso por el cual átomos. pueden almacenar entre 6 y 7 veces más del gas equivalente que se puede almacenar en las reservas de gas convencional.1% 0.4% 73. quedando atrapado en las capas del mismo mineral por presión hidráulica 20 . 22 Coalbed methane. Gary Bryner. dióxido de carbono y nitrógeno. la Tabla 1 presenta la diferencia entre la composición del GMDC y la del gas natural de la Cuenca del río Powder en Estados Unidos. creando una
Generalmente. iones o moléculas son atrapadas o retenidas en la superficie de un material.
en el mineral.i. el GMDC es un gas dulce con un contenido alto de metano y trazas de etano.8%
Fuente: Coalbed methane development in the Intermountain West.9% 9. A manera de ejemplo. 2006. éste es física y químicamente adsorbido reserva de gas . propano. Natural Resources Law Center.1% 0.1% 12. 23 El gas natural se emplea como materia prima en procesos de síntesis para la producción de petroquímicos.1% Gas Natural 1. 20 Debido a que los mantos de carbón tienen áreas superficiales grandes. Décima Asamblea y Congreso Anual de Naturgas. Natural Resources Law Center.8% 2.
Coalbed methane development in the Intermountain West. butano.
iii) el GMDC tiene un vínculo débil con el carbón. ii) la adsorción es el mecanismo de almacenamiento dominante. Macleod Dixon. el GMDC se encuentra naturalmente en estado gaseoso en los yacimientos. Alberta. debates judiciales adelantados en Estados Unidos y Canadá 26 han concluido que: i) los mecanismos de almacenamiento del gas en el carbón no han sido entendidos de manera plena y por tanto ésta no es una evidencia conclusiva. partiendo de discusiones de tipo técnico que se orientan principalmente a: i) identificar si el GMDC y el carbón deben tratarse como productos asociados o como recursos diferentes e independientes. AIPN CMAC Conference. Alan Harvie.
En algunos procesos jurídicos se ha planteado que el carbón está compuesto de materia sólida. En relación con el primer aspecto.
Argumentos técnicos en conflictos derivados de la coexistencia de explotaciones de carbón
y GMDC
El GMDC se encuentra adsorbido en carbón. así como debates sobre la optimización de la producción de minerales e hidrocarburos. razón por la cual se puede presentar una coexistencia de explotaciones de carbón y de GMDC. Southern Ute Indian Tribe. estas circunstancias han sido debatidas desde el punto de vista jurídico. líquida y gaseosa. y ii) determinar si es posible adoptar soluciones para asegurar la coexistencia de la explotación del carbón y del GMDC. Este debate obedece a que durante el proceso de carbonificación 25 se forma carbón y gas como parte de un mismo proceso físico-químico. Canadá. Sobre este tema. iv) debido a que el GMDC no puede existir como líquido a la temperatura in situ. decretó que el GMDC no está incluido en el significado de carbón y que por estar en estado gaseoso no
. 27 En 1999 la Suprema Corte de Estados Unidos. en un caso de la compañía Amoco Production Company vs. a partir de materiales orgánicos. Proceso geológico de formación de materiales con contenido creciente de carbono. como resultado de estos debates judiciales se ha concluido que el GMDC y el carbón son dos recursos diferentes e independientes. Calgary.ii. Esta coexistencia ha provocado controversias sobre los alcances de los títulos o contratos de concesión y/o asociación otorgados y sobre la propiedad del GMDC. se ha argumentado que la naturaleza del carbón 24 debe permitir establecer si este mineral es depósito del GMDC o si por el contrario el GMDC y el carbón hacen parte del mismo producto y por lo tanto este hidrocarburo llega a ser gas sólo después del proceso de explotación. y v) el carbón es una roca compuesta principalmente de material carbonáceo 27 . 26 Coal bed methane: Canadian and US legal experiences.
Por lo general. En este sentido.
haciendo posible la coexistencia ordenada de la explotación del carbón y del GMDC. reacondicionamiento y producción de los pozos. Canadá 29 . iv) la optimización en la producción de GMDC. reformada en 1999.
En relación con el segundo aspecto. la inestabilidad de los pozos. la producción súbita de gas originada en mantos sobrepresionados. iii) el control de las presiones. Canadá.Adicionalmente. 29 Carta Informativa IL91-11 del Alberta Energy and Utilities Board. completamiento. 28 Energy Policy Act de 2005. y no como parte o componente del carbón o sometido al régimen de éste. Mines and Minerals – Development and Regulation Act de 1957. Si bien las compañías de carbón pueden liberar el gas en el proceso de extracción de este mineral. 31 Gas Act de 2001. Una variación a esta técnica consiste en utilizar grandes volúmenes de aire a altas presiones dentro del pozo a través de un equipo especial de perforación/completamiento. Petroleum and Gas Production and Safety Act de 2004.A.
Entre los potenciales problemas asociados con la explotación conjunta se encuentran el excesivo flujo de agua y su tratamiento. 33 Contemplan las actividades de: perforación. Por lo anterior. y Mineral Resources Act de 1998. y Petroleum and Natural Gas Rules.
. este proceso no implica el derecho sobre el gas.
Frente al segundo y tercer objetivo. los aditivos químicos y los sólidos taponen el sistema de fracturas. 30 Petroleum Act de 1923. reseñado en “Report on Relevant International Experiences Regarding CBM”. 32 Oilfields – Regulations and Development Act. las técnicas de explotación
se centran en los siguientes objetivos: i) la prevención
del daño al manto de carbón. cabe mencionar que las técnicas de perforación y explotación han evolucionado durante los últimos años. y v) la obtención de información para exploración y producción. 35 La perforación con Slim-Hole (huecos delgados o pequeños) ha sido muy utilizada en este caso. Sudáfrica 31 e India32 cuentan con legislación que clasifica al GMDC como un hidrocarburo. 34 A menor presión del yacimiento. países como Estados Unidos 28 . las técnicas se basan en sistemas de corazamiento desde la superficie hasta profundidad total del pozo para luego ser perforado y estimulado con fracturamiento hidráulico 35 .
hace parte del carbón. y el posible daño mantos comerciales de carbón. estimulación. Australia 30 . estudio de Macleod Dixon para Ecopetrol S. ii) la estabilidad del pozo.
Para el logro del primer objetivo se emplean técnicas de perforación y completamiento del manto de carbón a desbalance 34 usando lodo aireado o agua de formación. lo cual evita en el hinchamiento del carbón y en consecuencia un daño significativo al manto. Esto previene que el fluido de perforación. provincia de Alberta.
y asegurar el control de la producción. dado que el pozo puede ser orientado en la dirección de la máxima permeabilidad e incrementar el área de drenaje. lo cual permite seleccionar los mantos individuales para el fracturamiento. Los diferentes registros dan información relacionada con propiedades del carbón como la resistividad de los carbones y densidad. Diciembre 1999. se ha demostrado que los pozos horizontales. mantener la estabilidad del pozo durante la perforación. y el contenido de gas que permite el modelamiento de los yacimientos de GMDC. la producción del hidrocarburo se supedita a un acuerdo entre el explotador de GMDC y el titular del carbón. se concede el derecho sobre el GMDC. la provincia de British Columbia en Canadá adoptó reglas que permiten la solución de posible conflictos entre productores 38 : i) cuando el yacimiento de carbón no justifica su producción comercial y no se han asignado derechos para la explotación de este mineral. Planos de debilidad principal que favorecen el desarrollo de la permeabilidad de los mantos de carbón. producen mayores volúmenes de gas. las condiciones de producción del GMDC son evaluadas por la autoridad administrativa competente.Otra técnica es perforar los pozos para ser completados con empaquetamientos
En relación con el cuarto objetivo. es preciso señalar que existen técnicas para la aplicación de registros eléctricos de pozos para evaluar el potencial del GMDC. la identificación de las rocas almacenadoras y las condiciones de depositación de las arcillas.
Para el logro del quinto objetivo. 38 Basado en Policy on Coalbed Methane. Government of British Columbia. Ministry of Energy and Mines.
. pero no se ha otorgado el derecho para la explotación de este mineral. ii) cuando existe el prospecto de producción de carbón.
Teniendo en cuenta que es posible optimizar la producción de carbón y de GMDC cuando se realiza la extracción coexistencia de los dos recursos. y iv) cuando existe el derecho sobre el carbón y el gas y no se ha logrado el acuerdo para la extracción de estos productos. bajo regulaciones de perforación y operación que protejan el recurso carbonífero. perforados perpendicularmente a la dirección del clivaje frontal . iii) cuando previamente existe el título sobre el carbón y posteriormente se conceden los derechos sobre el GMDC.
tipo grava o con tubería ranurada (liner ranurado). Traducción libre de ‘face cleat’. controlar el flujo excesivo de agua y las explosiones de gas. el rango del carbón en función de su porosidad. el GMDC tiene prelación.
IV. respecto de los trabajos y obras de la industria minera. y los aspectos procedimentales (Título VII). la gran mayoría de las previsiones contenidas en el Código de Minas vigente (Ley 685 de 2001) cobija de manera general a todos los recursos mineros. Cada uno de ellos presenta aspectos legales particulares que obedecen a las técnicas de exploración y explotación de los minerales e hidrocarburos y a los recursos a los cuales se tiene derecho sobre las áreas asignadas. su ámbito material o campo de aplicación lo constituyen las relaciones jurídicas del Estado con los particulares y las de éstos entre sí.
El artículo 10 del Código de Minas confirma la diferenciación que en el régimen legal colombiano existe entre los minerales y los hidrocarburos. expropiación y medio ambiente (Título V).
De conformidad con lo establecido en el artículo 2 del Código de Minas. son aplicables a este mineral las disposiciones generales del Título I del citado Código.
A. entre éstos el carbón. la regulación en materia de servidumbres mineras. las normas sobre la concesión de minas (Título II).
Con el objeto de evitar conflictos con las normas que rigen la exploración y explotación de hidrocarburos líquidos y gaseosos.
La exploración y explotación minera y de gas natural se rigen a partir de los códigos de minas y de petróleos respectivamente. al definir mineral como “la sustancia
Código de Minas contenido en el Decreto 2655 de 1988. la misma norma excluye expresamente estas actividades del ámbito de aplicación del Código y las remite a las disposiciones especiales sobre la materia.
A diferencia de la legislación anterior
que regulaba de manera específica la exploración y
explotación de cada uno de los diversos minerales.
41 Titulado “Minerales que comprende la concesión”. por lo general inorgánica. además de los minerales expresamente previstos en el contrato.
En armonía con lo anterior. Primera acepción del vocablo “cristal”. por su parte. El inciso segundo de la misma disposición precisa que. la facultad de efectuar dentro de la zona concedida los estudios. el derecho o facultad del
La condición de “sustancia cristalina” implica que los minerales son siempre sólidos cuyos átomos y moléculas están regular y repetidamente distribuidos en el espacio Diccionario de la Lengua Española. trabajos y obras necesarios para establecer la existencia de los minerales objeto del contrato y para explotarlos. señala que el contrato de concesión otorga al concesionario. y iii) son subproductos de la explotación los minerales que son necesariamente extraídos con los que son objeto del contrato y que por su calidad o cantidad no serían económicamente explotables en forma separada. los que se hallen en liga íntima o asociados con aquéllos o se obtengan como subproductos de la explotación. el artículo 61 del mismo Código
determina que
el derecho del concesionario a explotar abarca. en forma excluyente.
. en forma exclusiva y temporal dentro del área otorgada. las condiciones de hallarse en liga íntima. ii) están asociados aquellos minerales que hacen parte integral del cuerpo mineralizado objeto del contrato de concesión. El artículo 58. Por consiguiente. vigésima segunda edición 2001. el artículo 15 del Código de Minas señala que el contrato de concesión y los demás títulos emanados del Estado
confieren al beneficiario el derecho de
En relación con los recursos naturales no renovables sobre los cuales el contrato de concesión minera otorga derechos de explotación. contratos de explotación y contratos celebrados sobre áreas de aporte. con características físicas y químicas propias debido a un agrupamiento atómico específico” 40 .
En consecuencia. 42 Permisos o licencias de explotación. estar asociados o ser subproductos del carbón objeto de los contratos de concesión de este mineral sólo son predicables de otros minerales y nunca de los hidrocarburos líquidos o gaseosos. para sus efectos: i) se encuentran en liga íntima los minerales que hacen parte del mineral extraído y cuya separación se obtiene mediante posteriores procesos físicos o químicos de beneficio.
El alcance de las expresiones “en forma exclusiva” y “en forma excluyente” empleadas en estos dos artículos es el de impedir que terceros pretendan explotar en el área concedida los mismos minerales objeto del contrato de concesión.cristalina. la existencia de minerales y a apropiárselos mediante su extracción.
y por el Decreto 70 de 2001 que determina las competencias del Ministerio de Minas y Energía (MME) en relación con los hidrocarburos. con el fin de evitar el desperdicio físico y económico de las reservas de petróleo y gas de propiedad nacional o privada y de asegurar su máxima recuperación final y tomar medidas para la prevención de la contaminación ambiental. 45 Artículo 5.
Normatividad en materia de exploración y explotación de hidrocarburos
De conformidad con lo señalado en el artículo 2 del Decreto 1895 de 1973 . para tener la calidad de gas natural. es importante señalar que siguen vigentes contratos de asociación suscritos por Ecopetrol. deba localizarse en un yacimiento gasífero convencional o pueda encontrarse en una ubicación no convencional como los depósitos de carbón. en desarrollo de lo cual le corresponde la función de administrar las áreas hidrocarburíferas y asignarlas para su exploración y explotación . el objetivo de la ANH es la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. gas natural es toda mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso que puede tener cantidades variables de impurezas.concesionario no resultará vulnerado en el evento en que el Estado. en su condición de propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables.
De acuerdo con lo establecido en el artículo 4 del Decreto Ley 1760 de 2003. Obliga a todo explorador y explotador de aportes. La definición no determina que la mezcla de hidrocarburos. concesiones y áreas de propiedad privada a presentar anualmente informes de geología y geofísica y de ingeniería e informes contractuales para concesiones en exploración y explotación.1
El marco legal que rige la exploración y explotación de hidrocarburos
fundamentalmente por el Decreto Ley 1760 de 2003 que creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y fijó sus funciones. como por ejemplo de hidrocarburos líquidos o gaseosos. numeral 5. No obstante lo anterior. por los reglamentos de asignación y contratación de áreas para la exploración y producción de hidrocarburos expedidos por esa misma entidad.
B. otorgue a otras personas en el área vinculada a la concesión minera derechos de exploración y explotación de cualesquiera otros recursos diferentes del mineral o minerales contratados. 44 Líquidos o gaseosos.
43 Por el cual se dictan normas sobre exploración y explotación de petróleo y gas. como antiguo administrador del recurso de la Nación y en virtud de lo señalado en el Decreto 2310 de 1974.
toda vez que ni la legislación minera ni la normatividad en materia de hidrocarburos presentan vacíos o inconsistencias que deban ser subsanados. la cual debe llevarse a cabo con sujeción a la legislación contenida en el Código de Minas que regula íntegramente la materia. Artículo 317 de la Ley 685 de 2001 (Código de Minas). Sin perjuicio de lo
Acuerdo No. y por delegación el Instituto Colombiano de Geología y Minería (INGEOMINAS) y seis gobernaciones de departamento .
De conformidad con lo previsto en el contrato modelo de exploración y producción de hidrocarburos. como tampoco a que en el contrato de exploración y producción de hidrocarburos se entiendan incluidos los minerales definidos en el Código de Minas. Caldas.A diferencia de la explotación minera. el mismo tiene por objeto otorgar exclusivamente al contratista el derecho de explorar el área contratada y de explotar los hidrocarburos de propiedad del Estado que se descubran dentro de dicha área (cláusula 2. 48 Los departamentos con delegación de funciones de contratación y titulación minera son Antioquia. 008 de 2004 y sus modificaciones y adiciones. en su calidad de Autoridad Minera 47 . hidrocarburos son todos los compuestos orgánicos constituidos principalmente por la mezcla natural de carbono e hidrógeno.
En la medida en que el organismo estatal que administra los recursos mineros y que contrata su exploración y explotación es el MME. numeral 2. Boyacá. mientras que la entidad pública que administra las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación es la ANH.20).
Al tenor de las definiciones consagradas en la cláusula 1 del mencionado contrato modelo.
. en ningún caso habrá lugar a que el contrato de concesión minera comprenda los hidrocarburos que puedan hallarse en la mina o depósito de mineral. así como también de aquellas sustancias que los acompañan o se derivan de ellos (numeral 1. Cesar y Norte de Santander. Bolívar.1). las actividades de exploración y producción de hidrocarburos están sometidas a las reglas contenidas en la minuta del contrato de asociación. y que los contratos de concesión minera y los de exploración y producción de hidrocarburos que cada una de ellas celebra están restringidos a los respectivos recursos naturales no renovables objeto de los mismos. en el reglamento de asignación de áreas adoptado por el Consejo Directivo de la ANH
y en el contrato modelo de exploración y
producción de hidrocarburos aprobado por ese mismo órgano.
El aprovechamiento del GMDC en Colombia no hace necesaria la adopción de nuevas normas de carácter legal. en aquellos casos en que aplique.
Teniendo en cuenta el diagnóstico y los objetivos planteados en este documento. dadas las especificidades que presenta la extracción del GMDC.
Analizar aspectos técnicos relevantes para la exploración y explotación de GMDC. es conveniente la expedición de las normas técnicas correspondientes.
Identificar los mecanismos jurídicos necesarios para la asignación de los derechos de exploración y explotación de GMDC. de los reglamentos de contratación y de los modelos de contratos a que haya lugar.
ii. considerando la eventual coexistencia de títulos mineros y de hidrocarburos. La regulación que expidan los organismos administrativos competentes no constituirá desarrollo de las previsiones del Código de Minas.
B. contractual y técnico para la asignación de los derechos de exploración y explotación de gas metano en depósitos de carbón. y en especial la posible coexistencia con títulos mineros.
. sino de la normatividad prevista para los recursos hidrocarburíferos. se recomienda implementar las siguientes acciones orientadas a consolidar el marco normativo.
Definir los lineamientos de política pública para la asignación de los derechos de exploración y explotación de GMDC y el desarrollo de las normas técnicas para su explotación.
Identificar los aspectos normativos y contractuales requeridos para la asignación de los derechos de exploración y explotación de GMDC.anterior. estatuto éste del que se encuentran excluidos los hidrocarburos.
se recomienda al MME contemplar entre los criterios técnicos el cumplimiento de las normas ambientales para el proceso de exploración y explotación de GMDC. cuya administración está en consecuencia a cargo de la ANH.
De manera similar. Así mismo.
. considerando la especificidad técnica de esta actividad. Capítulo 4. en el marco de su competencia y con el apoyo de la ANH y el INGEOMINAS. un modelo de contrato de exploración y producción de GMDC. intercambio y suministro de la información técnica disponible en los bancos de información o bases de datos que tales entidades administran. Se recomienda a este Ministerio que estas normas incorporen los criterios técnicos para la adecuada coexistencia de las actividades de exploración y producción de GMDC y carbón.
C. Estado Comunitario: desarrollo para todos. un reglamento para la contratación de áreas para la exploración y producción de GMDC o proponer los ajustes pertinentes al reglamento de contratación vigente.
Asegurar la coordinación en el manejo y suministro de la información técnica
relacionada con carbón y GMDC entre las entidades competentes
Se recomienda a la ANH y al INGEOMINAS adoptar y poner en marcha las medidas necesarias a efecto de que exista la debida coordinación en el manejo. se recomienda a dicha entidad elaborar y adoptar.
Establecer las normas técnicas para la exploración y producción de GMDC
Se recomienda al MME expedir.2. en armonía con lo establecido en el Plan Nacional de Desarrollo 2006 – 2010 . se recomienda a la ANH elaborar y adoptar. Tomo I. tomando en consideración su condición de recursos diferentes e independientes. Sección 4.
49 Plan Nacional de Desarrollo 2006 – 2010.A. en el marco de sus competencias y en coordinación con el MME. en el marco de sus competencias y en coordinación con el MME. buscando claridad en la naturaleza los derechos mineros e hidrocarburíferos para una explotación eficiente de los mismos y maximizando el valor para todas las partes involucradas.
Definir un reglamento para la contratación de áreas y diseñar un modelo de contrato
para la exploración y producción de GMDC
Dada la condición de hidrocarburo que posee el GMDC. las normas técnicas para la exploración y producción de GMDC.
y en un plazo no mayor a seis meses.
VIII. considerando la especificidad técnica de esta actividad.
Adicionalmente. al INGEOMINAS y las Gobernaciones de los departamentos con delegación de funciones de contratación y titulación minera.
Adoptar mecanismos de prevención y solución de posibles conflictos entre
explotadores de carbón y productores de GMDC ante la coexistencia de licencias
Se recomienda al MME adoptar los mecanismos pertinentes para prevenir posibles conflictos entre explotadores de carbón y productores de GMDC. elabore y adopte un reglamento para la contratación de áreas para la exploración y producción de gas metano en depósitos de carbón o proponga los ajustes pertinentes al reglamento de contratación vigente. en caso que se presenten. logrando el beneficio de todas las partes involucradas. Solicitar a la Agencia Nacional de Hidrocarburos que. expida las normas técnicas para la exploración y producción de gas metano en depósitos de carbón. el Instituto Colombiano de Geología y Minería (INGEOMINAS) y el Departamento Nacional de Planeación recomiendan al Conpes:
1. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía que. poner en marcha un proceso de coordinación de sus actividades de asignación y contratación de áreas para la exploración y producción de GMDC y de carbón. con el apoyo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Instituto Colombiano de Geología y Minería. y para obrar como facilitador en la solución de tales conflictos.D. en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía y en un plazo no mayor a nueve meses.
El Ministerio de Minas y Energía. bajo la orientación del Ministerio de Minas y Energía. se recomienda a la ANH. la normativa ambiental y el objetivo de maximizar la explotación del recurso.
2. la Agencia Nacional de Hidrocarburos. con el ánimo de mitigar los potenciales riesgos asociados con la coexistencia de las actividades de explotación de ambos recursos.
al Instituto Colombiano de Geología y Minería y a las Gobernaciones de los departamentos con delegación de funciones de contratación y titulación minera que.
. Solicitar a la Agencia Nacional de Hidrocarburos que. bajo la coordinación del Ministerio de Minas y Energía. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía que.
6. pongan en marcha un proceso de coordinación de sus actividades de asignación. adopte los mecanismos pertinentes para prevenir posibles conflictos entre explotadores de carbón y productores de gas metano en depósitos de carbón. en un término no superior a nueve meses.
5. Solicitar a la Agencia Nacional de Hidrocarburos y al Instituto Colombiano de Geología y Minería que adopten y pongan en marcha las medidas necesarias a efecto de que exista la debida coordinación en el manejo. en coordinación con el Ministerio de Minas y Energía y en un plazo no mayor a nueve meses. contratación y administración de áreas para la exploración y producción de carbón y gas metano en depósitos de carbón. en caso que se presenten. intercambio y suministro de la información técnica disponible en los bancos de información o bases de datos que tales entidades administran. Solicitar a la Agencia Nacional de Hidrocarburos. y para obrar como facilitador en la solución de tales conflictos.3.
4. elabore y adopte un modelo de contrato de exploración y producción de gas metano en depósitos de carbón.
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