Título I
Del contenido y alcance

Artículo 1°.- El presente Reglamento tiene por objeto normar las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos a nivel nacional, con el fin de obtener la máxima producción eficiente de los hidrocarburos, que permita la recuperación de las reservas sin desmedro técnico económico de su magnitud.

Artículo 2°.- El presente Reglamento es de aplicación a partir de su promulgación, para las personas naturales o jurídicas que efectúen actividades de exploración y/o explotación de hidrocarburos. Los Titulares, a su vez, son responsables del cumplimiento del presente Reglamento por sus subcontratistas, quienes deberán hacer constar su, conocimiento en esta materia en los correspondientes Contratos.

Artículo 3°.- Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos incluyen las actividades de prospección, perforación exploratoria y de desarrollo y las actividades de producción de hidrocarburos.

Título II
De los organismos competentes

Artículo 4°.- Con la recepción de las responsabilidades específicamente asignadas a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (Y.P.F.B) en este reglamento, corresponde a la Subsecretaría de Hidrocarburos (S.S.H. ) de la Secretaria Nacional de Energía velar por el cumplimiento y Fiscalización de este Reglamento.

Artículo 5°.- Corresponde a la Secretaria Nacional de Energía dictará normas modificatorias o complementarias para mantener actualizado el presente Reglamento.

Artículo 6°.- Y.P.F.B. y la S.S.H. son las autoridades competentes para aplicar sanciones por infracciones al Reglamento cometidas por los Titulares comprendidos en el Art. 2.

Título III
Definiciones

Artículo 7°.- Las definiciones de los términos técnicos y operativos usados en este Reglamento están indicadas en d Anexo “A”-

Título IV
Del reglamento en general

Artículo 8°.- Sin perjuicio de las normas especificas contenidas en este Reglamento en relación con la Protección Ambiental y Seguridad, el Titular deberá cumplir con el Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos aprobado por Decreto Supremo Nº 24335.

Artículo 9°.- El Titular está obligado a dar aviso a Y.P.F.B. de la iniciación, reiniciación o cese de sus operaciones, así como de cualquier alteración o cambio sustancial en su plan de trabajo.

Artículo 10°.- El Titular está obligado a proporcionar todas las facilidades requeridas que están a su alcance en el área de contrato a fin de que los representantes de la S.S.H y de Y.P.F.B. puedan cumplir con sus labores de Fiscalización y Supervisión.

Artículo 11°.- En las Actividades de Exploración contenidas en el Titulo V no se incluye la perforación de Pozos correspondientes a esta Actividad, los que están referidos en el Titulo VI del presente Reglamento.

Artículo 12°.- El Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos norma el manejo, construcción de campamentos e instalaciones, así como el manejo de los desechos y Desperdicios, de igual forma en lo referente al tratamiento de la flora y fauna en las diferentes actividades.
Artículo 13,-° El Titular deberá tener disponibles las normas y especificaciones que use durante sus operaciones y las que haya utilizado en la construcción de sus instalaciones.

Artículo 14°.- A solicitud de cualquier parte interesada, YPFB a través del Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH) proporcionará toda la información solicitada que tenga disponible y que no sea confidencial. Los costos para obtener esta Información serán pagados por la parte interesada, en base a las tarifas publicadas por el CNIH.

Título V
De la exploracion

Capítulo I
De las actividades exploratorias

Artículo 16°.- Durante el periodo de Exploración, el Titular deberá presentar a Y.P.F.B., para su información, sus programas de trabajo anuales para las porciones del área de Contrato que no hayan sido declaradas como áreas de Explotación o seleccionadas como áreas de retención. El primer programa deberá presentarlo dentro de los 30 días posteriores a la fecha efectiva, y los posteriores programas dentro de los 90 días anteriores a la terminación de cada año calendario.

Artículo 17°.- Para los Contratos de Operación y Asociación que se conviertan al de Riesgo Compartido, el primer programa será presentado dentro de los 30 días de la fecha de la firma de los Contratos definitivos de Riesgo Compartido.

DE LOS INFORMES

Artículo 18°.- El Titular llevará informes de acuerdo al Titulo VIII de este Reglamento. En el caso de los estudios sísmicos, incluirá información sobre la fuente de energía explosiva, tamaño de carga, número de disparos e información precisa indicando los puntos de disparo. Los informes periódicos deberán encontrase disponibles para su examen por la S.S.H. y Y.P.F.B.

Capítulo 11
Del manejo de explosivos

Artículo 19°.- Los explosivos deberán almacenarse según normas de la NFPA 495.

Artículo 20°.- Los depósitos construidos en superficie deberán tener las siguientes características:

  1. Estarán construidos a prueba de balas y las paredes, techos y pisos forrados con madera.
  2. Las puertas estarán provistas de candados y llaves de seguridad.
  3. La estructura deberá estar conectada a tierra.
  4. El interior deberá estar adecuadamente ventilado, seco y limpio
  5. Estarán protegidos con pararrayos.

Artículo 21°.- Está prohibido guardar explosivos fuera de los polvorines o depósitos, así como el almacenamiento de fulminantes en depósitos donde existan explosivos.
Los fulminantes deberán almacenarse a una distancia mínima de 100 metros de los depósitos de explosivos.

Artículo 22°.- La apertura y remoción de los explosivos y fulminantes de su empaque original, se realizará fuera de los depósitos.

Artículo 23°.- Las cajas conteniendo explosivos no deberán colocarse en contacto con las parcelas. Deberán apilarse hasta alcanzar una altura máxima de 2 metros.

Artículo 24°.- Los depósitos de explosivos serán revisados semanalmente. Deberán contar con avisos o letreros de seguridad que los identifiquen claramente y estar provistos de extinguidores adecuados contra incendio, de acuerdo a norma NFPA Ley Nº 0.
La zona circundante al depósito de explosivos se mantendrá despejada de monte y maleza, para minimizar peligros de incendio.
Está prohibida presencia de productos inflamables a distancias menores de 200 metros de los depósitos de explosivos.
Los depósitos de explosivos estarán resguardados las 24 horas del día por personal de seguridad.

Artículo 25°.- Se construirá un cerco perimetral con enmallado metálico alrededor de los depósitos de explosivos. La distancia mínima deberá ser de 20 metros de los depósitos. Los estudios de seguridad locales podrán determinar requerimientos mayores.

DE LOS ENCARGADOS DE LOS DEPOSITOS DE EXPLOSIVOS

Artículo 26°.- Los depósitos estarán a cargo de personal experimentado en el almacenaje, transporte y manejo de explosivos.

Artículo 27°.- Los explosivos se entregarán contra la presentación del formulario debidamente llenado y firmado por el personal autorizado y se registrará la firma de todas las personas al entrar y salir de los depósitos de explosivos. Se llevará un inventario de explosivos. Se permitirá el ingreso solamente a personas autorizadas.

DEL TRANSPORTE

Artículo 28°.- El Titular será el encargado de tramitar los permisos para el transporte de los explosivos ante la División del Ejercito Regional correspondiente.

Artículo 29°.- Está prohibido transportar o manipular explosivos bajo la influencia de drogas o alcohol.

Artículo 30°.- Los vehículos deberán estar en condiciones óptimas y serán inspeccionados diariamente por los conductores.
Las partes del vehículo en contacto con los explosivos estarán cubiertas con materiales adecuados a fin de que no produzcan chispas.
Está prohibido fumar dentro de los vehículos que transportan explosivos.
Cada vehículo usado para transportar explosivos deberá estar equipado como mínimo con 2 extinguidores de 2.5 Kg, totalmente cargados y en buenas condiciones.
Los vehículos que transporten explosivos evitarán transitar por áreas de congestión poblacional y en lo posible no se transportarán explosivos durante la noche.

Artículo 31°.- Los explosivos y fulminantes deberán transportarse en diferentes vehículos.

Artículo 32°.- Los vehículos que transportan explosivos no deberán estacionarse en áreas ocupadas por los campamentos.

Artículo 33°.- No se hará uso de la radio cuando se transporten explosivos.

Artículo 34°.- Personal de seguridad acompañará los envíos de explosivos desde la fábrica hasta su destino final.
Una guía de remisión especificando las cantidades de explosivos, será firmada en ambos extremos del traslado por el personal de seguridad.

Artículo 35°.- Reglas similares a las anunciadas en el transporte, se usarán (dentro de lo aplicable) para casos de transporte acuático y aéreo.

DEL DISPARADOR

Artículo 36°.- El personal responsable de la carga y detonación de los explosivos (Disparador) deberá estar debidamente entrenado y calificado en el manejo, almacenamiento, preparación y uso de explosivos.

Artículo 37°.- El personal asistente del Disparador, el asesor de seguridad y otros en contacto con los explosivos, deben recibir el entrenamiento apropiado, previo al inicio de las operaciones.

Artículo 38°.- Las operaciones con explosivos serán conducidas por personal experimentado, entrenado y competente, los que entenderán los peligros que involucra su manejo.
El personal que maneja explosivos deberá :

  1. Haber demostrado tener los conocimientos necesarios.
  2. Ser capaz de tornar decisiones correctas y seguras en toda situación.
  3. Estar en condiciones óptimas de salud y no ser adicto a ningún tóxico, narcótico, tabaco o cualquier tipo de drogas.
  4. Tener conocimiento de las normas locales y reglamentos aplicables a su trabajo.

Capítulo III
De la seguridad de la organización

Artículo 39°.- El Titular será responsable de la ejecución del trabajo en concordancia con las normas de seguridad internacionalmente aceptadas en la industria petrolera y siguiendo las buenas practicas de trabajo.

Artículo 40°.- El Titular contará con Asesores de seguridad en las operaciones de campo. Las responsabilidades del Asesor deberán incluir y no limitarse a: mantenimiento, monitoreo implementación de guías de seguridad y procedimientos en el grupo sísmico.

Artículo 41°.- El Titular debe organizar reuniones de seguridad previas al inicio del trabajo, prestando especial atención, pero sin limitarse, a los siguientes puntos:

  1. Primeros auxilios, prácticas contra incendio y técnicas de supervivencia.
  2. Ropa de seguridad.
  3. Servicios de primeros auxilios y provisión de servicios médicos calificados.
  4. Control de vías de acceso (carreteras, puentes, etc. )
  5. Planes de contingencia.
  6. Distancias seguras para el uso de fuentes de energía.
  7. Seguridad en el transporte.
  8. Salud, Alcohol y narcóticos.
  9. Salud ocupacional.
  10. Almacenamiento y transporte de explosivos, combustibles y químicos.
  11. Consideraciones ambientales.
  12. Consideraciones climatológicas.
  13. Operaciones acuáticas (si es aplicable),

Artículo 42°.- El Titular deberá implementar un sistema de informes para accidentes e incidentes. Mantendrá un informe mensual respecto al rendimiento en seguridad, donde se incluirá las estadísticas de accidentes e incidentes. Será responsable de mantener y promover la seguridad , ejecutará prácticas de emergencia y organizará reuniones de seguridad.

Artículo 43°.- El Titular implementará un sistema para reconocer, corregir y reportar actos inseguros.

DEL ENTRENAMIENTO

Artículo 44°.- El titular está obligado a dar a todo su personal respectivo y a su vez exigir a sus subcontratistas, el entrenamiento adecuado en:

  1. Seguridad
  2. Manejo de vehículos y equipos especiales.
  3. Primeros Auxilios.
  4. Prácticas contra incendio.
  5. Técnicas de supervivencia.
    El Titular debe garantizar que ningún empleado o visitante se traslade al área de operaciones si previamente no ha recibido una charla básica de seguridad e informes sobre la naturaleza del trabajo.

    DE LOS PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD

Artículo 45°.- El titular deberá identificar posibles situaciones de emergencia, para las cuales propondrá un Plan de Contingencias. El Plan de Contingencias deberá ser actualizado continuamente y enviado a la S.S.H..
El Plan de Contingencias entre otras cosas deberá contener:

  1. Un plan de organización con una descripción precisa de las responsabilidades, la responsabilidad de las personas en la eventualidad de accidentes y situaciones de riesgo.
  2. Un plan del equipo para controlar accidentes o situaciones de riesgo con una descripción precisa de la naturaleza y tipo del equipo, además de la capacidad, lugar, método de transporte, uso correcto y situación donde usarlo.
  3. Un plan de acción con una descripción precisa de alarma y sistema de comunicación, incluyendo sistemas para poner en conocimiento de las autoridades, responsabilidad de las personas, cuándo y cómo el equipo de emergencia será usado y cómo deberán realizarse las operaciones, las medidas para delimitar los daños resultantes de los accidentes o riesgos y reglas para la conclusión de las operaciones.

Artículo 46°.- El Titular implementará normas y procedimientos para usos en aguas y otras operaciones relacionadas (como cruces de ríos). Estos procedimientos incluyen pero no se limitan a: proveer embarcaciones a motor, salvavidas y equipos de emergencia, medios de comunicación, luces de navegación y sistema de apagado de emergencia para motores fuera de borda. Deberá emitirse cartillas de instrucción con los procedimientos de seguridad.

Artículo 47°.- Los cruces de ríos serán permitidos solamente en los puntos aprobados.

Artículo 48°.- El Titular aplicará sus normas y procedimientos para las operaciones con aeronaves. Incluirá tipos, logística, programa de vuelos, reportes de carga y monitoreo de operaciones. Publicará en todas las áreas de los campamentos, los procedimientos para casos de incendio.

Artículo 49°.- El Titular deberá prohibir dentro los campamentos y lugares de trabajo el consumo de alcohol, narcóticos y cualquier otra sustancia tóxica. El Titular garantizará que la mencionada política sea ampliamente difundida y comprendida por el personal, antes de la iniciación de los trabajos.

Artículo 50°.- El Titular garantizará tanto como sea razonablemente práctico, que todos los trabajadores contratados se encuentren en buen estado de salud. Todo el personal encargado del manejo y preparación de alimentos será examinado por un médico cada mes y cuya certificación será necesaria para seguir trabajando.

Artículo 51°.- El Titular debe mantener estándares de bienestar e higiene en conexión al desarrollo de trabajo. Como mínimo los siguientes estándares se adoptarán donde sea aplicable:

  1. Los dormitorios serán acondicionados de tal forma que provean protección contra el viento, lluvia, temperaturas altas y bajas y asimismo estarán protegidos contra insectos.
  2. Los comedores serán un área cubierta con piso adecuado para la limpieza y con capacidad para por lo menos la mitad del personal operativo.
  3. Se deberá otorgar las condiciones alimenticias adecuadas que garanticen la salud de los trabajadores. Se dará atención adecuada a la higiene en el almacenamiento, preparación y servicio de los alimentos.
  4. El Titular proveerá adecuadamente de agua potable en los campamentos y lugares de trabajo.
  5. El Titular proveerá los servicios higiénicos adecuados en los campamentos base.
  6. El manejo de los desechos en los campamentos base será diario, contemplando las disposiciones del Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

Artículo 52°.- El Titular contará con el personal médico, doctores y paramédicos, que estará disponible en el área de trabajo, en forma permanente en campamentos centrales (médico) y en campamentos eventuales (sanitarios).
Asimismo, proporcionará las facilidades médicas y de primeros auxilios (farmacias y botiquines) que estarán disponibles en el área de trabajo.

DE LOS EQUIPOS Y ESTÁNDARES DE OPERACIÓN

Artículo 53°.- El Titular proveerá al personal la ropa adecuada para el trabajo y los equipos de protección, como lo describe el manual de seguridad de la IAGC o O.S.H.A., en tanto sea aplicable en relación a la actividad.

Artículo 54°.- En el manipuleo de químicos incluyendo ácido para baterías, se instalará por lo menos una estación de emergencia para lavado de ojos.

Artículo 55°.- El uso de cinturones de seguridad en los vehículos y aeronaves es obligatorio, así como de salvavidas en las embarcaciones para transporte acuático.

Artículo 56°.- Todos los conductores de vehículos tendrán sus licencias de conducir válidas y apropiadas para la categoría de vehículo.

Artículo 57°.- En los caminos construidos o habilitados por el Titular dentro de su área de trabajo se colocaran avisos con indicación de limites de velocidad en puntos visibles para los conductores.

Artículo 58°.- Cada unidad operativa de registro, topografía, perforación o trocha tendrá comunicación con el campamento base o con cualquier otro centro de control operativo.

Capítulo IV
Del medio ambiente de la licencia ambiental

Artículo 59°.- El Titular deberá obtener, previa a la iniciación de los trabajos, la Declaratoria de Impacto Ambiental (DIA) que autoriza el inicio del proyecto, obra o actividad. emitida por el Ministerio de desarrollo Sostenible y Medio Ambiente, de acuerdo a los procedimientos y requisitos de la Ley del Medio Ambiente No 1333, sus Reglamentos y el Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

DE LA EXPLORACION SISMICA TERRESTRE TECNICAS DE LEVANTAMIENTO SISMICO

Artículo 60°.- Para los Puntos de Disparo se deberá observar las normas establecidas en el Art. 42 del Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

Artículo 61°.- Serán evitadas las áreas de terrenos inestables o donde se sepa de la existencia de cavidades subterráneas.

ACCESOS

Artículo 62°.- No se hará uso de tractores de oruga o equipo de movimiento de tierra para las operaciones, excepto para el mantenimiento de caminos existentes o en el caso de usar Vibradores.

Artículo 63°.- La apertura de líneas sísmicas se hará de acuerdo al Art. 38 del Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

CRUCES DE RIOS Y ARROYOS

Artículo 64°.- Se fijarán límites de velocidad a todas las embarcaciones para garantizar una operación segura y para evitar la erosión del lecho de los ríos.

AREAS GANADERAS

Artículo 65°.- El ganado tendrá que ser desplazado de los lugares donde se planea detonar cargas sísmicas para mantenerlos a una distancia mínima de 200 metros de la Línea Sísmica. En caso de que por razones de espacio u otros esto no sea posible, se requerirá supervisión especial del ganado.

LAGOS, LAGUNAS Y RIOS

Artículo 66°.- De acuerdo a prácticas generales no se deben usar explosivos en ríos, lagos y lagunas.
Artículo 67,-° Cualquier evidencia de muerte de peces o daños a especies acuáticas debe reportarse inmediatamente y la operación debe detenerse hasta que se reciban instrucciones de la Autoridad Ambiental y el organismo sectorial competente.

Título VI
De la perforacion

Artículo 68°.- Las técnicas, normas y especificaciones que se utilizan en la perforación de Pozos, tanto en la Exploración como en el Desarrollo de un área son similares, diferenciándose solamente en la mayor exigencia en lo concerniente a la seguridad de la operación exploratoria, debido al desconocimiento del subsuelo. Una vez conocida el área, dichas normas se adaptarán, con la debida justificación, a las condiciones reales que se vayan encontrando.

Capítulo I
De la instalacion y del equipo de perforacion

Artículo 69°.- El Titular obtendrá toda la información relacionada con la Ubicación del futuro Pozo, condiciones y habitantes de la zona, clima y topografía cercana y resistencia de suelos que le permita la correcta instalación del equipo de perforación así como también la planificación de sus operaciones.

Artículo 70°.- Para la Ubicación de Pozos petrolíferos se aplicarán las siguientes distancias mínimas:
a 40 metros de las tuberías de flujo de Hidrocarburos.
a 40 metros de caminos.
a 100 metros de cualquier construcción o instalación.
a 100 metros del lindero del área de Contrato, excepto en la situación de perforación de Pozos que se extienden a áreas libres o de otros Titulares, para lo que se aplicará el Reglamento de Unitización.

Artículo 71°.- El Titular deberá averiguar sobre la posible existencia de H2S y C02 y otros compuestos tóxicos en la zona, para desarrollar el Plan de Contingencias correspondiente, que se indica en el Art. 91 del presente Reglamento.

Artículo 72°.- A solicitud del Titular, Y.P.F.B. proporcionará toda la información que no este en el período de confidencialidad y que tengan disponible sobre los Pozos previamente perforados en el área de Contrato. Los gastos en que incurra están a cargo del Titular.

Artículo 73°.- La selección de la Ubicación así como la construcción de su acceso y de la planchada donde se instalará el equipo de perforación seguirán las normas indicadas en los artículos pertinentes del Reglamento Ambiental para el Sector de hidrocarburos.

Artículo 74°.- El Titular utilizará el equipo de perforación y/o terminación adecuado para las condiciones operativas planeadas, el cual contará con capacidad en exceso para poder perforar y completar el pozo hasta su objetivo.

Artículo 75°.- El Titular se asegurará de que la empresa que ejecute la perforación siga las normas indicadas en los artículos pertinentes del Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

Artículo 76°.- En perforación dirigida y horizontal, la trayectoria del Pozo no debe estar a menos de Ley Nº 00 metros del lindero del área de Contrato, salvo en la situación mencionada en el Art. 70 en relación a la Unitización.

Artículo 77°.- El sistema de iluminación, incluyendo cables eléctricos e interruptores, debe ser del tipo a prueba de explosión, siguiendo las normas API RP- 500 y NFPA-70 o las que sustituyan a estas.

Artículo 78°.- Los escapes de los motores para perforación debe tener dispositivos de enfriamiento por agua y arrestallamas.

Artículo 79°.- El equipo de perforación debe contar con unidades de primeros auxilios y de evacuación en el lugar de la perforación. De no ser esto posible, el equipo debe contar con personal especializado que permita la atención del personal hasta que llegue la unidad de evacuación.

Artículo 80°.- Está prohibido fumar dentro de un radio de 50 metros del Pozo.
Avisos en este sentido deben estar claramente visibles. Excepcionalmente Se permitirá fumar si existen ambientes apropiados dentro de éste radio, los que deben estar identificados con claridad.

Artículo 81 °.- No se permitirá el uso de fuego abierto dentro de un radio de 50 metros del Pozo Los trabajos en caliente específicos deberán ser autorizados por personal responsable del pozo.

Artículo 82°.- Se deben emplear las prácticas recomendadas por el API, incluyendo las siguientes especificaciones que sean aplicables, o las que las superen: SPEC4E Especificaciones de estructuras para perforación de Servicio de Pozos.
RP4G Prácticas recomendadas para usos y mantenimiento de estructuras de perforación y Servicio de Pozos.
SPEC8A Especificaciones Procedimientos recomendados para inspección SPEC8B y mantenimiento de equipos de izaje de perforación y SPEC8C Producción.
Prácticas recomendadas para clasificar lugares para instalación RP500 eléctricas en facilidades petroleras.

Artículo 83°.- El conjunto de BOP debe tener la capacidad adecuada en función del riesgo, la exposición y grado de protección necesarios para controlar la presión del pozo y proteger el ambiente. Sus bridas no pueden ser de menor rango que las especificadas por el API SPEC 6A o la especificación que la reemplace o supere y debe corresponder a las del Cabezal del Pozo.

Artículo 84°.- El conjunto de BOP mínimo para un Pozo , salvo en áreas de comprobado Agotamiento, debe estar compuesto por:
* I BOP de compuertas ciegas.
* I BOP de compuertas para Cañerías y tuberías de perforación y producción.
* I BOP esférico o anular en la parte superior.

Artículo 85°.- La presión de trabajo de las válvulas, líneas y múltiple de desfogue debe ser por lo menos igual a la de los conjuntos de control.

Artículo 86°.- El sistema de control de los BOP debe tener un acumulador que tenga como mínimo las siguientes características.

  1. Capacidad para cerrar un BOP de compuertas y el anular simultáneamente.
  2. Poder cerrar totalmente un BOP Anular de hasta 13 5/8 (350 mm.) de diámetro, dentro de 60 segundos y mayor de 13 5/8 (350 mm.) dentro de 90 segundos.
  3. Recobrar la caída de presión de trabajo dentro de 5 minutos.
  4. Tener presión de nitrógeno mínima de 1100 psi. (80 kg/ cm2) si acciona un BOP anular.
  5. Tener manómetros en cada contenedor de nitrógeno.
  6. Ser operado por dos medios automáticos y uno manual.

Artículo 87°.- El control y panel maestro para operar los BOP deben estar ubicados a una distancia segura, lejos del Pozo, donde las condiciones lo garanticen. El perforador debe tener un panel de control satélite a su alcance.

Artículo 88°.- En adición a la unidad e instrumentos usados para control y registro de las condiciones de perforar, el equipo de control mínimo durante la perforación exploratoria debe tener:

  1. Indicadores de nivel de tanques y retorno de Lodo que sirvan para determinar el volumen del fluido de perforación. El indicador de nivel de tanques debe tener alarma automática para el perforador.
  2. Indicador y registro de presión de la bomba.
  3. Registro del peso del Lodo de retorno.
  4. Registro de la temperatura de entrada y salida del Lodo
  5. Unidad de detección de gas en el Lodo con alarma automática.
  6. Un detector de explosividad en porcentaje y límite inferior de explosividad.
  7. Alarma y detector de H2S, si es aplicable.

Artículo 89°.- Todos los Guinches deben tener defensas y estar marcados con su capacidad permitida.

Artículo 90°.- El sistema de Reacondicionamiento de Lodos debe estar conformado por lo menos por: Zaranda, Desgasificador y un adecuado sistema de control de sólidos.

Artículo 91°.- Las medidas que deben existir como precaución a la existencia de H2S Y CO2 Y otros compuestos tóxicos deberán consistir en un Plan de Contingencias que incluirá, como mínimo:

  1. Conocimiento del personal de los equipos, primeros auxilios, alarmas, ventilación y peligros de H2S Y CO2.
  2. Procedimientos para el manejo de equipos de seguridad, simulación y entrenamiento del personal.
  3. Identificación de posiciones y responsabilidades del personal para iniciarse cuando las concentraciones de H2S en la atmósfera lleguen a 10, 20 y 50 partes por millón.
  4. Lugares seguros de concentración y escapes.
  5. Entidades a ser notificadas y servicios médicos disponibles.

Capítulo II
De la perforacion del pozo

Artículo 92°.- La perforación de un Pozo debe seguir en lo posible el programa trazado, empleándose para ello las mejores técnicas usadas para esta operación en la industria de hidrocarburos. La Supervisión de las operaciones de perforación debe ser hecha en forma constante y permanente por personal experimentado en todos los niveles, siguiendo un programa de turnos establecidos.

Artículo 93°.- Todo el personal debe contar con facilidades para descanso, alimentación y aseo, en caso de que la Ubicación exija que se pernocte en el equipo.

Artículo 94°.- Durante la perforación de un Pozo Exploratorio o de desarrollo deben existir los siguientes partes diarios obligatorios, independientes de los que presenten los operadores de servicios subcontratados o de operaciones especiales:

  1. Parte del perforador, que incluirá toda la información de lo ocurrido en el día, el equipamiento de la Sarta, químicos usados, condiciones de operación, personal de trabajo, distribución detallada del tiempo de cada operación rutinaria, especial y accidental, prueba de los BOP, así como los accidentes de trabajo, si los hubiera.
  2. Registro de las condiciones de perforación durante cada 24 horas en forma constante y automática. Como mínimo deben registrarse durante cada unidad de medida perforada el peso de la Sarta y sobre el trépano. velocidad y presión de bomba, velocidad y torque de la mesa rotatoria.
  3. Parte litológico, preparado diariamente a base del análisis geológico de las muestras de canaleta, en forma continua durante la perforación.
  4. Parte de las condiciones del fluído de perforación con las condiciones de entrada y salida del Lodo y consumo de materiales y químicos, por lo menos 3 veces por día.
  5. Parte del mecánico de turno registrando el cumplimiento de los trabajos realizados, inspecciones, funcionamientos deficiencia, horas de marcha y fluidos consumidos.

Artículo 95°.- Se podrá emplear las siguientes escalas en la presentación de la información que se indica:

  1. Para los perfiles de Pozos
    1 :200
    1 :500
    1:1000
  2. Para la columna litológica
    1: 500
    1: 1000
    1 : 2500
    1: 5000
    1 : 10000

Artículo 96°.- En el uso de cables de perforación deberán cumplirse adicionalmente las normas mínimas de seguridad API, referidas en el artículo 105, o aquellas que las superen.

Artículo 97°.- Los BOP deben probarse a su presión de trabajo cuando sean instalados y por lo menos una vez por semana. Pruebas adicionales de funcionamiento deben hacerse después de la Cementación, cuando se vaya a efectuar una Prueba de formación y por lo menos una vez diariamente, debiendo quedar registrados los resultados en el informe del Art. 94 de este Reglamento. La presión de trabajo se deberá mantener por lo menos durante 30 segundos en los BOP de Compuerta y 45 segundos en los Anulares.

Artículo 98°.- Debe existir un programa de entrenamiento para el personal que incluya simulacros semanales en el control de reventones Todos los simulacros, incluyendo el indicado en el Art. 90 de este Reglamento, si es aplicable, deben quedar registrados en el informe diario del perforador (del Art. 94 de este Reglamento), al igual que cualquier actividad relacionada con el programa de seguridad.

Artículo 99°.- Cuando se atraviesen zonas sospechosamente peligrosas son de aplicación las medidas contenidas en el Art. 90 de este Reglamento, debiendo existir detectores de H2S cerca del Pozo y en todo momento una válvula de seguridad al alcance de la cuadrilla.

Artículo 100°.- Los productos químicos, materiales para el Lodo y cemento deben estar almacenados en lugares cercanos al Pozo y protegidos de los elementos de la naturaleza, para evitar su deterioro.

Artículo 101°.- Por seguridad deben tenerse suficientes reservas de material para poder reemplazar el 60% del Lodo del sistema, así como para aumentar su peso en 30% en cualquier momento, como mínimo.

Artículo 102°.- Los elevadores deben inspeccionarse, visualmente antes de cada carrera y ser calibrados cada semestre.

Artículo 103°.- Para la atención de accidentes, deberá cumplirse con las normas de seguridad API, NFPA y/o O.S.H.A. aplicables, o aquellas que las superen.

Artículo 104°.- El Titular deberá cumplir también con las normas de seguridad ocupacional y administración de la salud de O.S.H.A. o que las sustituyan en lo referente al uso de implementos de protección personal y en el manipuleo de equipos y herramientas.

Artículo 105°.- Se deben emplear las prácticas recomendadas por el API, incluyendo las siguientes especificaciones que sean aplicables, o las que las superen:
RP 3 Prácticas Recomendadas y especificaciones para uso y cuidado
SPEC 3 del cable de perforación y herramientas de pesca.
SPEC 5D Especificaciones para la Tubería de perforar.
SPEC 7 Especificaciones para equipos de perforación.
RP7AI Prácticas recomendadas para pruebas de lubricantes para roscas
SPEC7B-IIC Especificaciones y practicas recomendadas para instalación,
SPEC7C-IIF Mantenimiento y operación de motores de combustión interna.
SPEC 7F Especificaciones para transmisión por cadena y ruedas dentadas.
SPEC7G Prácticas recomendadas para el diseño de pruebas y límites de operación.
SPEC7J Especificaciones para protectores de la Tubería de perforación.
PEC 9A Especificaciones para cables de acero.
RP 9B Prácticas recomendadas para cuidado y uso de cables de acero.
SPEC I3A Especificaciones de materiales para fluidos de perforación.
RP I3Bl Prácticas recomendadas para probar fluidos de perforación a base
RP I3 B2 de agua y aceite. Prácticas recomendadas para el uso de mallas de Zaranda.
RP I3E Prácticas recomendadas para el informe de fluidos de perforación.
RP I3G prácticas recomendadas para pruebas de laboratorio de fluidos de
RP I3I RP I3J perforación.
RP I3K Prácticas recomendadas para análisis químicos de Baritina.
SPEC 16C Especificaciones para sistemas para ahogar los Pozos y Estranguladores. Prácticas recomendadas para diseño de sistemas de control en la SPEC 16E perforación de Pozos.
SPEC 16D Especificaciones para sistemas de control en la perforación de Pozos.
RP 49 Prácticas recomendadas para seguridad en la perforación de Pozos con H2S.
RP 53 Prácticas recomendadas para el uso de sistemas BOP.
RP 54 Prácticas recomendadas de seguridad industrial en la perforación de Pozos.
Cuando se usen equipos que no existan en el API, se deberá seguir escrupulosamente las indicaciones de uso, mantenimiento y operación de sus fabricantes.

Artículo 106°.- Los Titulares manejarán los desechos y Desperdicios provenientes de sus operaciones sobre ríos o lagos, con el fin de evitar la contaminación, siguiendo las estipulaciones contempladas en el Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

Artículo 107°.- Las medidas para restaurar el área, al término de esta actividad, deberán adecuarse conforme al Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

Capítulo III
De la terminacion e intervencion del pozo

Artículo 108°.- La Terminación e Intervención del Pozo se efectuará ajustando el plan original de trabajo con lo encontrado durante la perforación.

Artículo 109°.- Los Cabezales del Pozo deben tener las siguientes especificaciones.

  1. Estar diseñados para una presión de trabajo superior a la máxima presión anticipada en superficie.
  2. Estar diseñados para una resistencia de pandeo igual o mayor al de la cañería exterior superior a la cual está unida.
  3. Tener conexiones con resistencia mecánica y rango de presión comparable a las correspondientes bridas API o la tubería a la cual será conectada.
  4. Tener resistencia a la compresión adecuada para soportar el peso de las cañerías a ser colgadas.
  5. El cuerpo inferior del Cabezal debe ser de brida integral y tener por lo menos una salida lateral para ser usada con brida o pernos prisioneros.

Artículo 110°.- Los Pozos de alta presión o de gas deberán terminarse con Arbol de Producción API con doble Válvula Maestra. La válvula inferior se mantendrá abierta y la superior será la operativa,

Artículo 111°.- Las válvulas maestras deben ser del mismo diámetro interno de la tubería y abrir el 100% (full open)

Artículo 112°.- Las instalaciones de superficie y subsuelo de un Pozo terminado deben ser tales que permita la fácil medida de presión y registros de producción del pozo a través de las cañerías de Revestimiento y tuberías de Producción.

Artículo 113°.- , Se deberá tomar medidas especiales en la operación mantenimiento de los equipos de superficie y subsuelo cuando haya presencia de CO2 o H2S.

Artículo 114°.- Se deben emplear las prácticas recomendadas por el API y especificaciones siguientes que sean aplicables, o las que las superen:
SPEC 6A Especificaciones de Cabezales y válvulas de Pozos
SPEC6AR Especificaciones para reparar cabezales y árboles de Producción.
SPEC 6D Especificaciones para válvulas para línea de flujo.
SPEC 6FA Especificaciones de pruebas
SPEC 6FB de fuego para
SPEC 6FC válvulas y conectores
SPEC 14A Especificaciones para válvulas de seguridad en cl fondo del Pozo.

Artículo 115°.- La cañería de Revestimiento de Superficie debe ser instalada para proveer el soporte seguro a los BOP y al equipo que colgará del Cabezal. Debe ser cementada en toda su longitud.

Artículo 116°.- En caso que el Pozo atraviese algún acuífero dulce que sea o pueda ser utilizado en el futuro como Fuente de agua, la cañería de Revestimiento de Superficie debe instalarse cubriendo el acuífero.

Artículo 117°.- Después de que las cañerías de Revestimiento hayan sido cementadas, deben ser probadas con presión igual a la presión interna la cual, según los cálculos, van a ser expuestas. La presión no debe exceder el 85% de la máxima presión interna de la cañería de Revestimiento y debe ser mantenida por lo menos por 10 minutos.

Artículo 118°.- Los factores mínimos de seguridad que se usen el cálculo de las cañerías de Revestimiento serán:
- al colapso 1.125
- a la tensión (conexión) 2.00
- a la tensión (cuerpo) 1.25
- a la presión interna 1.00

Artículo 119°.- No se permitirá el uso de cañería de Revestimiento usada, a no ser que esté certificada por la inspección y prueba de una Compañía independiente especializada.

Artículo 120°.- El diseño, características, uso y cuidado en el manipuleo y transporte e inspección de la cañería de revestimiento, tubería de Producción y para línea de flujo están claramente especificados y sus prácticas recomendadas por el API. Para otros tipos de material tubular deben sujetarse a las especificaciones mínimas de los fabricantes.
Se debe emplear las prácticas recomendadas por el API y especificaciones siguientes que sean aplicables, o que las superen:
RP 5A5 prácticas recomendadas para inspeccionar Cañerías de Revestimiento. Tuberías de Producción y líneas de flujo nuevas
SPEC 5B Especificaciones para enroscado, medición e inspección de roscas de Cañerías de Revestimiento. Tuberías de Producción y líneas de flujo
RP 5Bl Prácticas recomendadas para medición e inspección de roscas de Cañerías de Revestimiento. Tuberías de Producción y líneas de Flujo.
RP 5CI Prácticas recomendadas para cuidado de Cañerías de Revestimiento y Tuberías de Producción. Boletín sobre comportamiento de Cañerías de Revestimiento.
BULL 5C2 Tuberías de Producción y de perforar.
BULL 5C3 Boletín sobre cálculos para propiedades de Cañerías de Revestimiento, Tuberías de Producción, de perforar y líneas de flujo
BULL 5C4 Boletín sobre esfuerzo combinado de las uniones de Cañerías de Revestimiento con presión interna y pandeo. Prácticas recomendadas para evaluar conexiones de Cañerías de
RP 5C5 Revestimiento y Tuberías de Producción.
SPEC 5CT Especificaciones para Cañerías de Revestimiento y Tuberías de Producción.
SPEC 7J Especificaciones para protectores de Cañerías de Revestimiento y Tuberías de perforar.
RP 15A4 Prácticas recomendadas para el uso y cuidado de Cañerías de Revestimiento y Tuberías de Producción resina reforzada.
SPEC 15AR Especificaciones para Cañerías de Revestimiento y Tuberías de Producción con fibra de vidrio.

Artículo 121°.- Toda Cementación debe estar diseñada para permitir un tiempo adecuado de bombeo y de fraguado durante la operación y para proporcionar a necesaria resistencia a la tracción y compresión en el pozo.

Artículo 122°.- La Cementación primaria debe estar diseñada para satisfacer alguna o varias de las siguientes necesidades:

  1. Obtener una separación zonal efectiva y proteger la cañería de Revestimiento.
  2. Aislar el Revestimiento de la formación.
  3. Proteger la formación productiva.
  4. Minimizar el peligro de reventones en zonas de alta presión.
  5. Sellar zonas de pérdidas de circulación y zonas profundas, en previsión a una perforación más profunda.
    Artículo 123,-° La cementación secundaria “squeeze cementing”, debe estar diseñada para satisfacer alguna o varias de las siguientes necesidades:
  6. Reparar la Cementación primaria.
  7. Reducir las altas relaciones Gas - Petróleo o Agua - Petróleo.
  8. Reparar el Revestimiento
  9. Abandonar o aislar zonas

Artículo 124°.- La Cementación en su programación debe contemplar pruebas previas de compatibilidad con el agua a usarse y debe realizarse a las condiciones operativas del Pozo.

Artículo 125°.- La Cementación debe ser evaluada en superficie mediante el monitoreo durante la operación y por medio del registro correspondiente después de finalizado el trabajo.

Artículo 126°.- El tope de cemento de la cañería de Revestimiento Intermedia o de Producción debe quedar a no menos de 200 metros sobre la Zona más superficial aislable o sobre el zapato de la cañería de Revestimiento anterior.

Artículo 127°.- Después de cementar la cañería de Revestimiento de Superficie o Intermedia debe efectuarse una prueba de calidad de la Cementación, si no han sido cementados en su longitud total. Después de cementar la cañería de Revestimiento de Producción o Liner, debe tomarse un registro de Cementación o equivalente.

Artículo 128°.- Se debe emplear las prácticas recomendadas por el API y las especificaciones siguientes que sean aplicables o que las superen:
SPEC 10 Especificaciones para materiales y pruebas de Cementación
SPEC 10A Especificaciones de cementos
SPEC 10D Especificaciones de centralizadores
RP10F Prácticas recomendadas para probar equipo flotador de Cementación

Artículo 129°.- Las pruebas de las formaciones bajo el Zapato de la cañería de Revestimiento Intermedio deben ser efectuadas siguiendo el programa del Pozo.

Artículo 130°.- En las operaciones de Estimulación, Perfilaje y baleo de Pozos deben aplicarse las normas de seguridad API y/o NFPA o las que superen. Asimismo deberán elaborarse planes de contingencia conforme al ART. 45 del presente Reglamento.

Artículo 134°.- No deben iniciarse las pruebas de Formación (DST) en Pozos Exploratorios durante la noche. Tampoco deberán efectuarse de noche operaciones de Estimulación (Fracturamiento Hidráulico acidificación, etc.) que involucren equipos extras, fuera de lo normal o en áreas restringidas.

Artículo 132°.- Durante las operaciones de baleo debe mantenerse las radios apagadas, ya que sus ondas podrían influir sobre el sistema de disparo de los equipos.

Artículo 133°.- El transporte, almacenamiento y manejo de material radioactivo, deberán ser realizados de acuerdo con las estipulaciones del Reglamento de la Ley del Medio Ambiente para las Actividades con Substancias Peligrosas.

Capítulo IV
Del abandono de un pozo

Artículo 134°.- El Abandono de un reservorio en un Pozo deberá ser aprobado por Y.P.F.B., tomando siempre en cuenta el Art. 18 del Reglamento de Hidrocarburos Nuevos y Existentes de la Ley de Hidrocarburos.

Artículo 135°.- El Pozo debe abandonarse con Tapones de cemento o mecánicos, aislando aquellas partes en que no se haya puesto revestimiento o donde pudiera existir gas o fluidos.

Artículo 136°.- Después de haber colocado Tapones, debe verificarse el tope de éstos y probarse con el peso de la Tubería o con pruebas secas.

Artículo 137°.- Donde exista agujero abierto bajo el revestimiento más profundo, se debe colocar un Tapón de cemento que se extienda 50 metros encima y debajo del Zapato. Si las condiciones de la formación dificultan este procedimiento, se colocará un Tapón mecánico en la parte inferior de la cañería de Revestimiento con 20 metros de cemento sobre el Tapón

Artículo 138°.- Las zonas baleadas deben ser en lo posible cementadas a presión y aisladas con Tapones mecánicos. Si no es posible 1a Cementación, se deberá colocar un Tapón de cemento cubierto 50 metros encima y debajo de la zona baleada, o bajo el más cercano Tapón si la distancia es menor de 50 metros.

Artículo 139°.- Un Liner se abandonará con un Tapón de cemento que cubra 50 metros encima y debajo su punta de suspensión.

Artículo 140°.- En caso de que el tope de cemento no llegue a cubrir 1000 metros detrás de la Cañería de Revestimiento sobre la zona productiva en agujero abierto, la Cañería de Revestimiento será baleada Ley Nº 00 metros encima del zapato y cementada a presión con una columna que cubra 100 metros adicionales en el espacio anular.

Artículo 141°.- En caso de Abandono permanente, se colocará un último tapón de 200 metros hasta superficie o por lo menos con el tope a 50 metros del Cabezal del Pozo. En caso de Abandono temporal podrá instalarse un Tapón mecánico a 200 o 300 metros del Cabezal del Pozo, en lugar de tapón de cemento.

Artículo 142°.- Todos los espacios entre Tapones, hasta la superficie, quedarán llenos de fluido de perforación de características no corrosivas.

Artículo 143°.- El Cabezal del Pozo deberá quedar marcado con el número del Pozo. En caso de recuperación del Cabeza de un Pozo. La cañería de Recuperación deberá ser cortada. En este caso, en lugar del Cabezal, deberá quedar una varilla de acero visible sobre el nivel de la superficie, con el número del Pozo, soldada a la plancha que tapa el mismo. El antepozo debe ser rellenado.
Artículo 144,-° Las fosas y sumideros deberán taparse al término de la perforación para asegurar la protección del suelo y del agua freática y superficial. Las técnicas a utilizar se seleccionarán en función a las condiciones geográficas de la Ubicación y a la calidad de los fluidos y desechos que contengan. La técnica o técnicas seleccionadas para cada tipo de fosa deberán garantiza la no degradación del suelo y del agua freática y superficial.
Artículo 145,-° En caso de que el Abandono del Pozo signifique Abandono del área será de aplicación el Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.

Capítulo V
De los testigos, presiones y pruebas

Artículo 146°.- Donde Y.P.F.B. estime que un Reservorio no ha sido adecuadamente muestreado por testigos de fondo o laterales en un pozo exploratorio o de desarrollo, después de consultar con el Titular, Y.P.F.B., puede recomendar la toma de testigos en el Reservorio.

Artículo 147°.- Después de que el titular efectúe los análisis que correspondan, deberá enviar a Y.P.F.B. la mitad longitudinal de los testigos obtenidos, excepto en los intervalos en los que se prevea realizar análisis petrofísicos y otros especiales. En tal caso se enviará un tercio de la sección longitudinal del testigo.

Artículo 148°.- El titular de un Pozo, del cual se obtiene regularmente la Producción debe determinar cada dos años la presión estabilizada de cierre, de fondo de Pozo, la presión del Reservorio y temperatura de cada formación productora en el Pozo, si la Producción básica es mayor de un millón y medio de pies cúbicos de gas por día para Pozos gasíferos, o mayor que 50 barriles por día para un Pozo de Petróleo.

Artículo 149°.- Cualquier prueba de potencial (deliverability) u otras pruebas de Pozos de gas Natural o Petróleo debe ser conducida usando como guía los procedimientos descritos en la última edición del “SPE Monograph No.5 Adnaces in Well Analysis”.

Artículo 150°.- Cuando el caudal básico de producción de un Pozo productor de Petróleo o Gas Natural sea mayor o igual a 50 barriles por día o un millón y medio de pies cúbicos, respectivamente, el Titular deberá efectuar lo siguiente cada dos años:

  1. Para un Pozo productor de Gas Natural, determinar el potencial máximo productivo (Absolute Open Flow) del Pozo.
  2. Para un Pozo productor de Petróleo, efectuará pruebas de restitución de presión (Buildup) para determinar el índice de productividad del reservorio.

Título VII
De la produccion

Capítulo 1
De la producción en general

Artículo 151°.- Si existieran Titulares que se encuentren en una etapa de explotación, operando instalaciones que no estén adecuadas a este Reglamento, podrán regularizar esta situación:

  1. Adecuando sus operaciones o instalaciones a este reglamento en el término de un año conforme al Art 2.
  2. Justificando, mediante informe a la S.S.H., las razones por las que no le es posible hacer esta adecuación, en cada uno de los casos.
    Artículo 152,-° El Titular producirá los Pozos durante el Desarrollo, en forma tal que se obtenga su PME.

Artículo 153°.- El espaciamiento entre los Pozos debe ser tal que permita drenar el reservorio de modo que su desarrollo dé un resultado económico y eficiente.

Artículo 154°.- Si durante el desarrollo del orden establecido para el espaciamiento de los Pozos, existiera impedimento físico para su perforación, se podrá contemplar un menor espaciamiento con la Evaluación correspondiente.

Artículo 155°.- En la edificación de un campamento, el Titular está obligado a proveer con prioridad las instalaciones habitacionales que corresponden a los trabajadores.

Artículo 156°.- Las instalaciones permanentes que componen los campamentos deberán cumplir con las Reglamentaciones vigentes en las respectivas Municipalidades Regionales, y con el reglamento ambiental del Sector Hidrocarburos, debiéndose ubicar, organizar y espaciar de tal manera que exista una permanente relación funcional entre ellas, CONSIDERANDO sus características y su interralción, para lograr una máxima eficiencia, debiendo estar provistos de:

  1. Dormitorios, comedores, baños y cocinas adecuados.
  2. Equipos, muebles, utensilios y menaje.
  3. Posta médica con equipo sanitario y quirúrgico si no existiera en un radio de 50 Km.
  4. Equipo de radio con personal entrenado.
  5. Almacenes apropiados para la conservación de alimentos.
  6. Extinguidores adecuados y ubicados estratégicamente de acuerdo al riesgo.
  7. Depósitos techados para combustibles.

Artículo 157°.- Las instalaciones de Producción serán mantenidas en condiciones técnicamente adecuadas para mantener el nivel de producción en caso contrario deben ser retiradas.

Capítulo II
De los equipos de producción

Artículo 158°.- Los Cabezales de surgencia deben tener estranguladores.

Artículo 159°.- Toda inyección, excepto para gas dulce o de agua pura, debe ser programada para hacerse normalmente por la Tubería de inyección. En estos casos un empacador (packer) debe asentarse sobre la formación receptora, y el espacio entre las tuberías de inyección y cañería de revestimiento debe llenarse con fluido anticorrosivo. Las excepciones a esta norma podrán justificarse técnicamente.

Artículo 160°.- Los equipos de Producción por Gas Lift deben tener la capacidad necesaria para producir hasta el máximo volumen de fluido de los Pozos, sin causar daño a las otras instalaciones, al Reservorio o al propio Pozo.

Artículo 161°.- El equilibrio operativo de las unidades de bombeo mecánico y bomba de profundidad debe ser verificado mediante pruebas dinamométricas u otras por lo menos una vez al año, aunque la eficiencia de la bomba fuera aceptable.

Artículo 162°.- El Titular deberá cumplir las medidas de seguridad que deben adoptarse en los Pozos de Producción que se encuentran en las normas de seguridad API y/o NFPA, como mínimo.

Artículo 163°.- Se debe aplicar buenas prácticas técnicas de la industria que como mínimo podrán incluir las Prácticas Recomendadas por el API en las actividades que correspondan y las siguientes especificaciones prácticas que sean aplicables.
SPEC IB RP-2A Especificaciones para fajas en “V”. Ver Art. No RP-2A-LRFD, RP-2A-NSD, SPEC 2B,
SPEC 2C, RP 2D, SPEC 2F, SPEC 2H
RP 2L, RP 2M, SPEC 2W/2Y, RP 2X, SPEC
4E/4F, RP 4G, SPEC 8A/8B/8C.
SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo.
RP 5Ley Nº 1 Prácticas recomendadas para el transporte de tuberías.
RP 5Ley Nº 2 Prácticas recomendadas para tuberías de flujo con recubrimiento interno para servicio de transporte de gas no corrosivo.
RP 5Ley Nº 3 Prácticas recomendadas para pruebas de tuberías de flujo.
RP 5Ley Nº 6 Prácticas recomendadas para transporte fluvial de tuberías de flujo.
RP 5Ley Nº 7 Prácticas recomendadas para uso de tuberías de flujo en el Campo.
RP 5Ley Nº 8 Prácticas recomendadas para inspección de tuberías de flujo en el Campo.
RP 5LC/5LD Prácticas recomendadas para tuberías de flujo CRA.
RP 5LW RP 5Ley Nº 5 Y 5Ley Nº 6 consolidados.
SPEC 6H Especificaciones de Tapones, conectores y uniones giratorias.
RP 1 1AR Prácticas recomendadas para el uso y cuidado de bombas de subsuelo.
SPEC 1 1AX Especificaciones de bombas de subsuelo y conexiones.
SPEC IB Especificaciones de varillas de bombeo y conexiones.
RP 11BR Prácticas recomendadas para el cuidado y manipuleo de varillas de bombeo.
SPEC 11C Especificaciones de varillas de bombeo de fibra.
SPEC 1 1E Especificaciones para unidad de bombeo mecánica
RP 11ER Prácticas recomendadas para defensas de unidades de bombeo mecánico
RP 1lG Prácticas recomendadas para instalación y lubricación de unidades de bombeo mecánico.
RP 11L Prácticas recomendadas para diseños y cálculos de unidades de bombeo mecánico convencionales.
BULL Ley Nº 3 Boletín de diseño de unidades de bombeo mecánico.
BULL Ley Nº 4 Curvas para selección de unidades de bombeo mecánico.
BULL Ley Nº 5 Comportamiento de motores eléctricos.
RP 11S1 Prácticas recomendadas para operación, mantenimiento y detección de fallas en instalaciones BES.
RP 11S2 Prácticas recomendadas para pruebas de BES.
RP 11S3 Prácticas recomendadas para instalaciones de BES.
RP 11S4 Prácticas recomendadas para selección instalaciones de BES.
RP 11S5 Prácticas recomendadas para sistemas cable sumergidos.
SPEC 11V1 Especificaciones para válvulas y orificios de Gas Lift.
RP 11 V5 Prácticas recomendadas para operaciones y mantenimiento en instalaciones de Gas Lift.
RP 11V6 Prácticas recomendadas para diseñar Gas Lift continuo.
RP 11V7 Prácticas recomendadas para preparación y prueba de válvulas de Gas Lift.
SPEC 15HR Especificaciones para Tubería de flujo de fibra de vidrio para alta presión.
RP 15LA Prácticas recomendadas para el cuidado de tuberías de flujo de resina
SPEC 15LE Especificaciones para tuberías de flujo de polietileno.
SPEC 15LP Especificaciones para tuberías de flujo termoplástico (PVC y CPVC)
SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo de fibra de vidrio para baja presión
RP 17B Prácticas recomendadas para Tubería flexible.

Artículo 164°.- Las Baterías o Plantas de Producción deben estar diseñadas para soportar las características de la mezcla de fluidos que ingresen ya sean previamente tratados o no, para la separación de gas y líquidos.
Artículo 165,-° El sistema de separación de una batería o Planta de Producción para la separación debe estar dotado de un sistema de medición que permita conocer tanto el volumen total como el individual de gas y fluido, de los Pozos allí conectados.

Artículo 166°.- Las presiones de los Separadores deberán ser adecuadas a los fluidos que ingresen; tendrán elementos de control que eviten su inundación por Líquidos, presión sorpresiva, alta temperatura. Su válvula de seguridad debe estar calibrada a la presión de diseño, con disco de ruptura calibrado entre 1 1/4 a 1 1/2 veces la presión de diseño.

Artículo 167°.- Las válvulas de seguridad de los separadores deben tener escapes a lugares que no ofrecen peligro. Los discos de ruptura deben tener descarga vertical y no tener restricción alguna.

Artículo 168°.- Los equipos y en especial los tanques de las Baterías o Plantas de
Producción deben ser de material adecuado a las características corrosivas de los fluidos. Los tanques deben tener la protección anticorrosiva necesaria, deben estar interconectados con una Tubería igualizadora y tener un drenaje común hacia una fosa de recuperación o de quema, ubicada a no menos de 50 metros de distancia. Además deben tener compuertas para su limpieza y facilidades para la medición.

Artículo 169°.- Las Baterías o Plantas de Producción no deben estar ubicadas a menos de 50 metros de las carreteras públicas.

Artículo 170°.- Las Baterías de Producción deben tener un mínimo de dos tanques nivelados, separados a una distancia mínima de dos metros, con capacidad mínima para un día de Producción normal. Pueden tener incorporados controles de nivel para su vaciado automático.

Artículo 171°.- Si se utilizaran tanques para almacenamiento de Petróleo, para su construcción o instalación el Titular deberá sujetarse a las siguientes especificaciones técnicas mínimas:

  1. Construcción de los tanques, de acuerdo a las Normas API 630 o API 650.
  2. Instalación de los de acuerdo a la Norma NFPA N° 30 para líquidos clase I, Capítulo 2-2 y tablas 2-1 ; 2-6 y 2-7.
  3. Control de derrames y construcción de barreras y diques, conforme a la Norma NFPA N° 30, capítulo 2.2.3 y numeral 2.2.3.3.
  4. Ventilación y sistema arresta - llamas Norma API Standard N° 2000 o Norma NFPA N° 30 capítulo 2.2.4 y 2.2.5.
  5. Instalación de líneas, válvulas y accesorios: Norma ANSI B31.8.

Artículo 172°.- Toda Batería o planta de producción debe tener un quemador de gas con las siguientes características básicas:

  1. Estar ubicado a no menos de 50 metros de distancia de cualquier instalación en tierra y de 15 metros de instalaciones en plataformas lacustres.
  2. Ser de altura y dimensiones suficientes para quemar el posible volumen a manejarse.
  3. tener defensas que eviten que el viento apague las llamas.
  4. Tener un sistema de encendido adecuado.

Artículo 173°.- Las instalaciones de Producción deben estar protegidas por malla de alambre y puerta con candado, si están ubicadas en zonas rurales o de esparcimiento. Si las instalaciones de Producción están más alejadas, por lo menos deberán tener malla de alambre y entrada de protección al ganado y fauna existente.

Artículo 174°.- Las instalaciones eléctricas en Baterías o Plantas de producción se harán de acuerdo a la última versión de la Norma NFPA-70 o equivalentes. La clasificación de áreas de riesgo se hará según el API RP-500 o equivalentes. Las instalaciones relativas a la electricidad estática y conexiones a tierra cumplirán con la última versión de la Norma NFPA-77 o equivalentes.

Artículo 175°.- Las medidas de seguridad que debe adoptar el Titular en las Baterías o Plantas de producción y sistemas de bombeo se adecuarán a las especificaciones y recomendaciones que emite el API como mínimo.

Artículo 176°.- Se debe emplear las prácticas recomendadas por el API y las siguientes especificaciones que sean aplicables, o las que las superen. Se debe aplicar buenas prácticas técnicas de la industria que como mínimo podrán incluir las Prácticas Recomendadas por el API en las actividades que correspondan y las siguientes especificaciones prácticas que sean aplicables. Especificaciones de tanques empernados para Producción
SPEC 12B
SPEC 12D Especificaciones de tanques soldados para
SPEC 12F Producción
SPEC 12GDU Especificaciones de unidades deshidratadoras de glycol para gas
SPEC 12J Especificaciones de Separadores.
SPEC 12K Especificaciones de calentadores indirectos de Petróleo en el Campo
SPEC 12L Especificaciones de tratadores de emulsión
RP 12N Prácticas recomendadas para prueba, operación y mantenimiento de caja de fuego de quemadores
SPEC 12P Especificaciones para tanques de fibra de vidrio.
RP 12R1 Prácticas recomendadas para inspección, instalación, mantenimiento y operación de tanques en servicio de Producción RP 520 Dimensiones, selección e instalación de sistemas de alivio de presión en refinerías. Parte I y II
RP 521 Guía para sistemas de alivio y disminución de presión
STD-650 Tanques soldados para almacenamiento de Petróleo
STD 2000 Venteo de tanques atmosféricos y de baja presión (refrigerados y no refrigerados)

Artículo 177°.- Las medidas de seguridad que debe adoptar el Titular en las Plantas de Procesamiento de Gas Natural se adecuarán a las especificaciones y recomendaciones que emite el API y/o NFPA, como mínimo.

Capítulo III
De las operaciones de producción

Artículo 178°.- No se deben operar los Pozos con la válvula del espacio anular de la cañería de Revestimiento de Producción abierta al aire. El gas debe ser recolectado, usado o enviado a las Baterías de Producción si fuese el caso.

Artículo 179°.- No se permite fumar a una distancia menor de 50 metros del Pozo. Separadores, tanques y otras posibles fuentes de gas combustible no protegidas. Está prohibido el uso de fuego abierto a menos de 50 metros de un Pozo.

Artículo 180°.- El condensado y gasolina natural recuperados en algún proceso de compresión o recuperación de líquidos debe ser incorporado al sistema de Petróleo, si no es utilizado o comercializado.

Artículo 181°.- En caso de emergencia probada y en tanto se tramita la aprobación para quemar gas contenida en el Art. 4 de la Ley, el Titular podrá hacerlo sujeto a dar cuenta de este hecho en el tiempo más corto posible. En este caso se producirá la quema tomando en cuenta las condiciones y parámetro de la emisión tal como lo estipulan el Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos y el Reglamento en Materia de Contaminación Atmosférica.

Artículo 182°.- Las siguientes medidas son recomendable a los tanques que acumulen Petróleo liviano en baterías o Plantas de Producción para evitar su Desperdicio:

  1. Los fluidos deben ser introducidos y acumulados a la mínima temperatura posible.
  2. Los tanques deben tener color reflejante.
  3. Debe preferirse usar tanques de baja capacidad, los más altos y de menor diámetro posible.
  4. Las Tuberías de ingreso al tanque deben diseñarse evitando que el fluído salpique; pueden ser sumergidas y estar ranuradas para ayudar a la salida del gas.
  5. Las compuertas deben mantenerse cerradas y los tanques igualizados.
  6. Deben tener un medidor visual en el exterior.
  7. Deben tener una línea común de recolección de vapores para recuperar Líquidos ligeros o uso directo como combustible.

Artículo 183°.- Debe existir un programa de mantenimiento, de inspección y calibración de todos los instrumentos de batería, como medidores, registradores, válvulas de control y de seguridad, así como un programa de limpieza de los separadores y tanques.

Artículo 184°.- El Titular deberá llevar un registro de la Producción de cada fluido de cada Pozo, indicando los servicios y eventos que se le hagan durante toda su vida productiva.

Artículo 185°.- Los Pozos se probarán en las Baterías o Plantas con la mayor frecuencia posible, de acuerdo a su importancia en el sistema. La prueba durará lo necesario para ser representativa de las características productivas del Pozo. La norma mínima es de una medición por línea de producción por mes.

Artículo 186°.- En forma similar a los Pozos. El Titular llevará un registro por cada Batería o planta de producción y de la Producción total del área de Contrato.

Artículo 187°.- El Titular llevará un registro de la Producción de Hidrocarburos Fiscalizados y del balance mensual de la Producción de Campo, con el fin de que su relación tienda a las desviaciones superiores al 5% deberán ser explicadas en el informe mensual correspondiente.

Artículo 188°.- Con la finalidad de preservar la integridad, confiabilidad y seguridad de los equipos de medición de fluidos en las Baterías o Plantas de Producción donde existan medidores, el Titular deberá adoptar las acciones mínimas siguientes:

  1. Mantener los medidores en buen estado operativo, incluyendo su calibración periódica.
  2. Proteger adecuadamente los medidores de la interferencia de personas no autorizadas y del ambiente.
  3. Instalar válvulas en el “by-pass”, cuando exista éste en los medidores, para sellar en forma efectiva el paso de los fluidos.
  4. Cuando se abra el “by-pass”, debe registrarse estos caudales en el parte de medición.
  5. Debe proveer una forma de medida o registro de temperatura para incorporarlo al sistema de medición.
  6. Debe tener la forma de dar un estimado razonable de los volúmenes de gas no medidos por deterioro accidental de sus medidores.

Artículo 189°.- Cuando la instalación de medidores de orificio en bateerías o Plantas sean necesarias, se hará de acuerdo con las normas del API, R-MPSM y el Reporte N° 3 de AGA. Para los cálculos de volúmenes acumulados de Gas Natural, deberá tener registrador digital o por lo menos un integrador gráfico.

Artículo 190°.- Si en las operaciones de Explotación de Hidrocarburos se requiere de grandes cantidades de agua para proyectos de Recuperación Secundaria o Mejorada, el operador deberá atenerse a los siguientes criterios:

  1. Usar preferentemente la misma agua de formación.
  2. Se podrá usar agua dulce de subsuelo o Fuentes superficiales sólo cuando se cuente con la autorización ambiental correspondiente, otorgada por autoridad competente.

Artículo 191°.- Un proyecto de Recuperación Secundaría realizado por el Titular deberá tener un sistema de inyección de las características siguientes:

  1. Sistema de recolección; compuesto por una Fuente de suministro del fluido adecuado, independientemente de la Planta de reprocesamiento de agua producida o mixta.
  2. Una planta de tratamiento que adecue el fluido para las condiciones de inyección contando con los controles, recipientes, bombas, desoxigenadores, filtros y tratamiento químico necesario.
  3. Facilidades de almacenamiento de fluidos para una operación normal y de emergencia.
  4. Sistema de inyección de volúmenes de fluidos adaptados al proyecto, compatibles con los de la formación y corrosividad controlada, múltiples de inyección, control de caudales, bombas, Cabezales de Pozos y pozos inyectores.
  5. Planes de mantenimiento correspondientes.

Artículo 192°.- En la intervención de un Pozo para reparación, Estimulación, Reterminación o Reacondicionamiento, se planeará el trabajo basado en el problema encontrado, condiciones que se quieran cambiar y comportamiento de los pozos vecinos y su influencia en el trabajo proyectado.

Artículo 193°.- El titular será responsable de todas las actividades en el campo en cumplimiento de su contrato.

Artículo 194°.- Las normas de seguridad que se deben adoptar para los trabajos de intervención de pozos deben ser como mínimo las normas API y/o NFPA.

Artículo 195°.- Las operaciones de pistoneo pueden ser efectuadas de noche siempre y cuando se cuenten con los equipos de seguridad adecuadas para este fin.

Artículo 196°.- El titular en operaciones de intervención de pozos deberá asegurarse, además que se efectúen las siguientes medidas de seguridad preventiva:

  1. Verificar que el tipo de Cabezal del Pozo sea el adecuado para la operación; en caso contrario deberá reemplazarlo.
  2. Que se use BOP acorde con las presiones esperadas en el trabajo. Su instalación, uso y mantenimiento será el indicado por el manual del fabricante.
  3. Que se disponga del fluido que controle las presiones de trabajo en el Pozo, en cantidad suficiente para garantizar una operación segura.
  4. Que en el área de trabajo sólo se permita la presencia del personal autorizado y con los elementos de seguridad pertinentes.
  5. Que la Ubicación quede limpia. después de efectuado el trabajo.

Artículo 197°.- El Titular debe mantener un archivo de partes diarios de todos los trabajos efectuados en el pozo.

Artículo 198°.- Basado en el parte diario indicado en el artículo anterior, el titular mantendrá, para cada pozo, un registro de los servicios y Reacondicionamiento efectuados en cada uno. En este registro se mostrará la instalación y situación actualizada del Pozo y deberá llevarse durante toda su vida productiva, hasta su Abandono.

Artículo 199°.- Se considera pérdida sujeta a un informe específico cuando se desperdicien por derrame o fuga, las cantidades especificadas en el Art. 124 del Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos.

Artículo 200°.- Se deben aplicar las Buenas Técnicas de la industria que como mínimo podrán incluir las prácticas recomendadas por el API en las actividades que correspondan, y las siguientes especificaciones y prácticas recomendadas que sean aplicables:
SPEC 4R/4F, RP 4G, SPEC 8A, 8B, 8C.
SPEC 6A, A AR. 6D, 6 FA, 6 FA, 6 FC, 6 FB, RP 14H/14D,
SPEC 14A/17D, RP 14B/14C
RP 545, SPEC 5B. RP 5Bl/5C1, BULL 5C2/5C3, RP 5C5.
SPEC 5CT. RP 15A4. SPEC 15AR. Prácticas recomendadas para inspección de Tubería de Revestimiento nueva, Tubería de Producción y Tubería de perforar.
RP 7A1, SPEC 9A, RP 54.
RP 11AR, SPE 11AX, SPEC 11B, RP 11BR, SPEC 1lC, RP
11S1. RP 11S2. RP 11S3, RP 11V5.
SPEC 11N Especificaciones para equipo Transferidor automático (LACT).
SPEC 11P Especificaciones para compresores compactos para gas.
RP 11PGT Prácticas recomendadas para turbinas a gas.
RP 38 Análisis biológico de agua de inyección.
RP39 Procedimientos para evaluar fluidos de Fracturamiento hidráulico
RP41 Procedimiento para informar el comportamiento del equipo de fracturamiento hidráulico.
RP42 Prácticas recomendadas para pruebas de laboratorio de agentes activos de superficie para Estimulación de Pozos.
RP44 Prácticas recomendadas para muestrear fluidos del Reservorio.
RP45 Practicas recomendadas para análisis de aguas de formación.
RP 56 Prácticas recomendadas para probar arena para Fracturamiento Hidráulico.
RP 58 Prácticas recomendadas para uso de arena en Engravamiento.
RP 60 Prácticas recomendadas para probar materiales, empaquetaduras de alta resistencia al fracturamiento Hidráulico.
RP 61 Prácticas recomendadas para evaluar conductividad de elementos empaquetantes en fracturamiento Hidráulico
RP 63 Prácticas recomendadas para evaluación de polímeros usados en Recuperación Mejorada.
MPMS Manual de Mediciones Estándar para Petróleo “Manual of Petroleum Measurement Standard”.
AGA Reporte No 3, Medición de Gas.

Artículo 201°.- El Titular usará piletas de diseño API, sistemas de tratamiento intermedio o avanzado o sistemas similares para separar el Petróleo del agua producidos y dispondrá el agua de Producción de manera que no contamine el agua dulce de superficie, empleando el sistema aprobado en el Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental para las Actividades de Hidrocarburos. El diseño y uso de piletas API se encuentran contenidos en las siguientes publicaciones actuales API, o las que puedan reemplazarlas: PUBL, 420 Manejo del agua de descarga: Química de coagulación y floculación (Reemplaza al manual de disposición de agua de Refinería. “Manual of Disposal of Refinery Waste”). PUBL, 421 Manejo de descargas de agua: diseño y operación de los Separadores agua - Petróleo.

Capítulo IV
De la medicion de los hidrocarburos fiscalizados

Artículo 202°.- La medición de los Hidrocarburos provenientes del área de Contrato deberá efectuares en el o los puntos de Fiscalización de la Producción establecidos de acuerdo con el Reglamento para la Liquidación de Regalas y Participaciones Hidrocarburíferas, mediante aforo o Medición Automática. Los Hidrocarburos Fiscalizados se registrarán diariamente en las boletas de medición respectivas.

Artículo 203°.- En Baterías o Plantas que utilicen sistemas de Medición Automática, el Titular deberá instalar dos medidores, uno de los cuales será el operativo y el otro será de reemplazo, éstos deberán estar equipados con un contador o registro (donde sea aplicable) de volumen de los hidrocarburos fiscalizados.

Artículo 204°.- Los equipos de medición sujetos a ser aprobados deben ser verificados cada mes calendario.

Artículo 205°.- La calibración de los equipos de Aforo y Medición Automática deberá efectuarse cada vez que sea necesario según anexo B del contrato de riesgo compartido o a solicitud de la S.S.H. , de Y.P.F.B. o del Titular. Para tanques, una vez cada cinco años y para medidores automáticos cada seis meses.

Artículo 206°.- Con la finalidad de verificar las características físico - químicas de los Petróleos Fiscalizados y el porcentaje de agua y sedimentos, establecidas en los Puntos de Fiscalización de la Producción, con una frecuencia definida entre Y.P.F.B. y el Titular, las partes recogerán simultáneamente tres Muestras - testigo de los Hidrocarburos Líquidos Fiscalizados. Dichas Muestras testigo serán selladas y almacenadas durante 90 días a partir del din de su recolección. En caso de controversia, se conservarán las Muestras pertinentes hasta que la controversia sea solucionada.
En caso de controversia o desacuerdo acerca del resultado del análisis efectuado a una Muestra testigo, el asunto será sometido al experto que las Partes acuerden según su respectivo Contrato, cuyo fallo será obligatorio para las Partes.

Artículo 207°.- Los Puntos de Fiscalización para el Gas Natural deberán incluir equipos modernos para efectuar:
- Medición continua de flujo de gas de acuerdo a las especificaciones del A.G.A.
- Medición continua de la gravedad específica del gas.
- Cromatografía del gas cada 15 días.
Asimismo deberá contar con integrador gráfico para cálculos de volúmenes de Gas Natural. O en su defecto contratar los servicios de una compañía especializada, a cuyos trabajos deberán tener acceso irrestricto las autoridades según el Reglamento de Regalías y Participaciones.
El factor de integración de las cartas de registro de los volúmenes de gas entregados deberá ser revisado por el titular cada 6 meses como mínimo, en base a la determinación de la gravedad específica promedio de los últimos 6 meses.
Los representantes autorizados de las Partes harán el cambio y firmarán las cartas de medición y/o tarjetas impresas, para certificar la autenticidad de dichas cartas.
Cada tres meses, las Partes calibrarán y/o verificarán los equipos de medición en presencia de los representantes del titular y Y.P.F.B. Si es necesario, tomarán acción a fin de reajustar el equipo.
Si realizada alguna prueba del integrador y cromatógrafo mostrara una inexactitud de 2% o más, los registros serán corregidos proporcionalmente a dicha inexactitud, por un período no sea aceptado de mutuo acuerdo. En caso de que dicho período no sea aceptado de mutuo acuerdo, entonces la corrección se hará por la mitad del tiempo transcurrido desde la última fecha de calibración.

Artículo 208°.- Si por alguna razón el equipo de medición estuviera fuera de servicio y/o imposibilitado de ser reparado, de manera que la cantidad de Gas Natural que se entrega no pueda ser estimada o computada de las lecturas que se tenga hasta ese momento, el volumen de Gas Natural entregado durante ese período será estimado y aceptado por ambas Partes, teniendo como base la mejor información disponible y usando uno de los siguientes métodos, según sea factible:

  1. Usando el registro de cualquier equipo de control de medición que estuviera instalado y que esté registrando con suficiente exactitud.
  2. Estimando las cantidades que se entregan, en base a las efectuadas durante períodos anteriores bajo condiciones similares, cuando el equipo de medición estuvo registrando con exactitud.

Artículo 209°.- El Titular adoptará las acciones necesarias para preservar la integridad, confiabilidad y seguridad de los equipos de Fiscalización. Asimismo la S.S.H. se reserva el derecho de exigir la instalación de accesorios específicos para garantizar la inviolabilidad de los equipos de medición.

Artículo 210°.- El procedimiento para Aforo, calibración, muestreo, medición, Fiscalización y control de calidad de Hidrocarburos, se regirá por las normas API, ASTM y AGA correspondientes.

Artículo 211°.- Se aplicará el MPMS (Manual of Petroleum Measurement Standard) - Manual de Mediciones Standard para Petróleo - API como mínimo para
las siguientes actividades:
Chapter 2,2B/2,7/2, 8A : Calibración de tanques.
SPEC 2550/2551/2552: Medición y calibración de tanques cilíndricos, horizontales y esféricos.
Chapter3,IW Medición de tanques, sección IW, Medición Automática de tanques.
STD 2555 Calibración de tanques.
STD 2545 Método para muestrear tanques de Hidrocarburos Líquidos.
Chapter 4.2 Probadores convencionales por Tubería.
Chapter 4.3 Probadores de pequeño volumen.
Chapter 4.4 Tanques probadores.
Chapter 4.5 Probadores medidores maestros.
Chapter 4.6 Interpelación de pulsos.
Chapter 4.7 Estándar para pruebas de mediciones de campo.
Chapter 5.1 Consideraciones generales para medición por medidores .
Chapter 5.2 Medición de Hidrocarburos Líquidos por medidores de desplazamiento positivo.
Chapter 5.3 Medición de Hidrocarburos Líquidos por turbinas.
Chapter 5.4 Equipo necesario para medidores de Líquidos.
Chapter 5.5 Fidelidad y seguridad en los sistemas de transmisión de información de los pulsos de medición de flujo.
Chapter 6.1 Sistema LACT
Chapter 6.5 Sistema de medición paro cargo y descarga de barcos,
Chapter 6.6 Sistemas de medición en líneas de flujo,
Chapter 6.7 Medición de Hidrocarburos viscosos.
Chapter 7,1 Medición estática de temperatura en tanques.
Chapter 7.2 Determinación dinámica de temperatura.
Chapter 7.3 Determinación estática de temperatura usando termómetros electrónicos portátiles.
Chapter 8.1 Manual de muestreo de Hidrocarburos Líquidos y derivados.
Chapter 9.1 Medición de densidad (gravedad
Chapter 9.2 especifica) con hidrómetros densidad relativa o API.
Chapter 10.l Determinación de sedimentos del petróleo por extracción.
Chapter 10.2 Determinación de agua del Petróleo por destilación.
Chapter 10.3 Determinación de BS&W por centrífuga en laboratorio.
Chapter 10.4 Determinación de BS&W por centrífuga en el Campo.
Chapter 10.7 Método estándar para probar agua en el Petróleo.
Chapter 10.8 Método estándar para probar sedimentos por filtración.
Chapter 12.2 Cálculos de los volúmenes medidos por turbinas o medidores de desplazamiento positivo.
Chapter 13.1 Conceptos y procedimientos estadísticos en medición.
Chapter 14.6 Medida continua de densidad.
Chapter 14.7 Medida de masa de Condensados.
BULL 2516/ Pérdidas por evaporación
PUBL 2517/2519 en tanques y Chapter 19.

Artículo 212°.- En los casos que el dispositivo de medición utilizado para la fiscalización en boca de pozo pertenezca y/o sea operada por otra persona que no es el Titular del campo, deberá considerarse lo siguiente:

  1. Que el dueño y/o operador de tal dispositivo de medición será considerado como un contratista del Titular;
  2. El Titular deberá asegurarse que las especificaciones y la operación del dispositivo de medición cumplen a plenitud con los requerimientos de este reglamento; y
  3. Para los propósitos de la aplicación de las regalías y participaciones y para todos los propósitos fiscales, el Titular detentará la completa responsabilidad por la exactitud de las mediciones y por el pago de cualquier interés y/o penalidades resultantes de los errores en tales mediciones; por lo tanto no tendrá derecho a reclamar o aducir en su defensa que tales errores se deben a las acciones en un equipo perteneciente a otra persona.

Capítulo V
Del control de reservorios

Artículo 213°.- Para efectos del presente capitulo, en períodos no menores a 6 meses a partir del 01 de Julio de 1998, YPFB deberá presentar a los titulares un listado de pozos, los cuales podrían estar sujetos a penalización bajo los siguientes conceptos y definiciones:

  1. “Caudal Básico de Producción” para un Pozo, proveniente de un reservorio de petróleo o reservorio de petróleo con casquete de gas es el caudal promedio de las pruebas de Producción del Pozo calculado en función a los tres meses anteriores al mes en consideración.
  2. “Factor de Penalización Relación Gas - Petróleo” significa un factor de penalización aplicado al “Caudal Básico de Producción” de un Pozo y calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:
    \begin{matrix}\text{Cuando: } GORp>3 * GORs\\ & Pg=\frac{3 \cdot GORs}{GORp}\end{matrix}
    Donde:
    PgFactor de Penalización de la Relación Gas - Petróleo.
    GORsRelación Gas - Petróleo original producida al tiempo de descubrimiento.
    GORpRelación Gas - Petróleo actual del Pozo. Las unidades de la Relación Gas - Petróleo son pies cúbicos por Barril a condiciones estándar.
  3. Pie cúbico de Gas Natural: es el volumen de un pie cúbico ocupado por el Gas Natural en condiciones estándar.
  4. “Factor de Penalización de la Relación Agua - Petróleo”: significa un factor de penalización aplicado al “Caudal Básico de Producción” de un Pozo, calculado de acuerdo con la siguiente fórmula:
    \begin{matrix}\text{Cuando: } WOR>3\\& Pw=\frac{3}{1+\frac{WOR}{2}}\end{matrix}
    Donde:
    PwFactor de Penalización de la Relación agua - Petróleo.
    WORRelación Agua - Petróleo en Bbl/Bbl.
  5. “Caudal Máximo de Producción (CMP)” para un Pozo de Petróleo es 50 Barriles por día o el Caudal Básico de Producción multiplicado por el Factor de Penalización de la Relación Gas - Petróleo y/o el Factor de Penalización de la Relación Agua. - Petróleo, el que sea mayor.
  6. “Rendimiento de Condensado” significa Barriles de condensado por millón de pies cúbicos de Gas Natural (bbls/mmpcs) a condiciones estándar de temperatura y presión.

Artículo 214°.- Cualquier solicitud presentada a Y.P.F.B. para la aprobación de Producción de cualquier mezcla de Hidrocarburos en forma conjunta “commingle” de dos o mas Reservorios como requerimiento del Art.4 del Reglamento de Hidrocarburos Existentes y Nuevos, deberá contener lo siguiente:

  1. Mapas y correlaciones mostrando los límites, estructura, extensión de espesores e interfase de fluidos del Reservorio.
  2. Información y descripción mostrando las características geológicas del Reservorio, reservas de Hidrocarburos, mecanismos de Producción de cada Reservada, datos de Producción e inyección históricos, capacidad de Producción y presiones del Reservorio.
  3. Un comentario acerca del impacto de la mezcla de Producción “commingle” sobre la recuperación de reservas de cada Reservorio.
  4. Una evaluación económica de la Producción de Reservadas individuales que permita establecer la rentabilidad de la Producción. El presente articulo no es aplicable a terminaciones efectuadas antes de la promulgación del presente reglamento.

Artículo 215°.- Si el factor de penalización de la relación Gas - Petróleo y/o el factor de penalización de la relación Agua - Petróleo es menor que uno, el volumen de Producción mensual de un Pozo de Petróleo no deberá exceder el caudal máximo de Producción (CMP) multiplicado por el número de días calendario en ese mes.

Artículo 216°.- El volumen de gas y/o agua devuelto al Reservorio del cual proviene, o con la aprobación de Y.P.F.B. inyectado a cualquier otro Reservorio, podrá ser reducido de los volúmenes de gas y/o agua usados para calcular los factores de penalización aplicados con la relación Gas - Petróleo o la relación Agua - Petróleo.

Artículo 217°.- Si un Pozo gasífero produce arena y/o agua como resultado de un excesivo caudal de Producción, Y.P.F.B., después de consultar con el Titular, puede restringir el volumen mensual de Producción a la mitad del caudal básico de Producción por un periodo de prueba de 180 días multiplicado por el número de días calendario del mes, tomando en cuenta que el caudal restringido no sea menor que un millón de pies cúbicos/día.
Si al fin del periodo de prueba existen cambios significativos en las condiciones de producción del pozo, el titular debe efectuar pruebas para determinar el caudal óptimo de producción.

Artículo 218°.- Si la Producción de Hidrocarburos es restringida bajo el Art. 215, el Titular puede solicitar evitar la penalización si puede demostrar una de las siguientes condiciones:

  1. Que el Pozo no es económico para producir bajo las condiciones de penalización.
  2. Que la recuperación del Pozo no será adversamente afectada.
  3. Que es mas práctico para efectos de simplicidad administrativa y operacional del Pozo.

Artículo 219°.- Si las Reservas Probadas remanentes de un Reservorio productor de Gas Natural se encuentran por encima de 80 BCF y el rendimiento de condensado promedio durante los últimos dos meses anteriores a la promulgación del presente reglamento se encuentra por encima de 40 bbls/MMPC de gas, del Titular debe presentar un estudio a Y.P.F.B. hasta EL 01 de Julio de 1998, para los fines señalados en d Art. 222 de esta reglamentación.

Artículo 220°.- Cuando las Reservas Probadas de un Reservorio nuevo excedan los 80 BCF y el rendimiento se encuentre por encima de los 40 bbls/MMPC el Titular debe presentar un estudio a Y.P.F.B. de acuerdo con el Art. 222 de la presente regulación, antes de que el Reservorio se encuentre en Producción regular.

Artículo 221°.- Hasta el 01 de julio de 1998 para los Reservorios productores de Petróleo o que se encuentren en el primer año de Producción como un Reservorio nuevo, el Titular debe realizar un estudio de factibilidad de Recuperación Mejorada para cada Reservorio de Petróleo con Reservas Probadas remanentes de 2 millones de Barriles o mas, conforme el Art. 222 siguiente.

Artículo 222°.- El estudio cuyo propósito sea determinar la factibilidad de efectuar reciclaje de gas o Recuperación Mejorada deberá incluir lo siguiente:

  1. Mapas y correlaciones mostrando los limites, estructura, extensión de espesores e interfase de fluidos del Reservorio.
  2. Información y descripción mostrando las características geológicas y del Reservorio, composición detallada de los fluidos, reservas de Hidrocarburos, mecanismos de Producción, datos de Producción e inyección históricos, capacidad de Producción y presiones del Reservorio.
  3. Una estimación de la recuperación incremental que podría resultar si se implementan ya sea el reciclaje de gas o la Recuperación Mejorada.
  4. Una evaluación comparando los resultados económicos del sistema por agotamiento primario versus reciclaje de gas o Recuperación Mejorada.

Artículo 223°.- Después de efectuar una revisión de los estudios de factibilidad de reciclaje de gas o Recuperación Mejorada y después de una consulta con el Titular, Y.P.F.B. podrá requerir el compromiso del Titular para implementar una de las dos opciones, ya sea de reciclaje de gas o Recuperación Mejorada, procediendo a efectuar la solicitud correspondiente de acuerdo al Art. 225.

Artículo 224°.- Cuando el Titular no cumpla su compromiso de efectuar la al Art. 223 dentro de los 120 días de recibida la notificación de Y.P.F.B.; o si dentro de 360 días de aprobada la solicitud no comienza la implementación del proyecto, Y.P.F.B. podrá ordenar el cierre de los Pozos productores del Reservorio. Si una demora de la implementación del proyecto no afecta la recuperación final del reservorio, la aplicación de la penalidad queda sin efecto. Si el Titular no está de acuerdo con cualquiera de las decisiones de Y.P.F.B. sobre el particular, podrá recurrir a los procedimientos especificados en su Contrato de Riesgo Compartido para resolver controversias.

Artículo 225°.- El Titular puede, voluntariamente o de acuerdo a lo señalado en el Art. 223, presentar una solicitud para la aprobación de una operación de Recuperación Mejorada o reciclaje de gas, la cual deberá incluir la siguiente información.

  1. Mapas mostrando: (i) ubicaciones de los Pozos actualmente terminados, ubicaciones propuestas para los Pozos inyectores y Pozos productores adicionales, y (ii) mapas estructurales, isopacos e isobáricos;
  2. Una tabulación de la Producción histórica de cada Pozo.
  3. Detalles de los fluidos a ser inyectados, caudales de inyección esperados y presiones esperadas en cabeza de Pozo;
  4. Hidrocarburos originales in situ del Reservorio ; lo que se estima recuperar bajo los actuales mecanismos de Producción y bajo las operaciones propuestas:
  5. Caudales de Producción futuros bajo los mecanismos de agotamiento existentes y propuestos;
  6. Detalles de los cálculos de la recuperación pronosticada incluyendo resultados de las pruebas especiales de Reservorio o programas piloto; y
  7. Los resultados económicos esperados de los proyectos propuestos versus el agotamiento natural.

Artículo 226°.- Previa a la inyección, almacenaje o disponibilidad de fluidos dentro del Reservorio, el Titular debe obtener aprobación de Y.P.F.B. y de la unidad ambiental competente, si fuera el caso.

Artículo 227°.- Una solicitud para almacenaje de Gas Natural en un Reservorio debe contener la siguiente información:

  1. Mapas que muestren las áreas a ser incluidas en el proyecto, la Ubicación y condición de cada Pozo en el área y el diámetro y longitud de la línea de recolección y presiones de operación para las líneas de recolección e inyección.
  2. Un diagrama mostrando las facilidades para medir el Gas Natural producido e inyectado.
  3. Una tabulación del análisis del Gas Natural recolectado de cada Reservorio productor de los cuales obtendrá el gas a ser inyectado y también del Gas Natural que será inyectado
  4. Cálculos de Reservorios que demuestren que el almacenaje de Gas Natural no tendrá grandes pérdidas.

Artículo 228°.- Una solicitud para la disposición de líquidos producidos en el Reservorio deberá contener la siguiente información:

  1. Mapas mostrando (i) la Ubicación del Pozo propuesto como inyector y situación de los Pozos adyacentes, y (ii) la estructura e isopacos del Reservorio dentro del cual los fluidos serán inyectados;
  2. Correlaciones geológicas mostrando el tope y la base de la formación e interfase de fluidos;
  3. detalles de terminación del Pozo propuesto para el almacenaje, mostrando profundidad del packer e intervalo baleado;
  4. Una tabulación de los parámetros del Reservorio que incluyan Permeabilidad, caudales de inyección, historiales de presión y Producción; y
  5. Resultados de los cálculos de perfiles de Producción que se espera alcanzar, pronosticando los movimientos de las interfases e índices de movimiento.

Artículo 229°.- Y.P.F.B. deberá aprobar las solicitudes efectuadas por los titulares conforme a los artículos 214, 222, 225, 227 y 228 en un período de 60 días calendario. En caso que Y.P.F.B. no responda dentro de este período de tiempo, dichas solicitudes serán consideradas aprobadas.

Artículo 230°.- El Titular podrá presentar información solicitada de acuerdo a uno de los siguientes artículos: 214,222,225,227,228 en forma parcial y que considera suficiente para respaldar los requerimientos, previo acuerdo con Y.P.F.B. y dentro de los plazos establecidos en estos artículos.

Título VIII
De la información

Artículo 231°.- El titular está obligado a proporcionar toda la información que obtenga en sus operaciones a Y.P.F.B., quien será el responsable de su distribución a los organismos competentes.

Artículo 232°.- La información que envía el titular a Y.P.F.B. tiene carácter confidencial hasta el cumplimiento del período establecido por las partes en el Contrato de Riesgo Compartido.

Capítulo I
Informes de exploración

Artículo 233°.- El Titular remitirá a Y.P.F.B. el programa de Exploración a más tardar 15 días antes de la iniciación de los trabajos, que incluirá, sin que se limite a ello, lo siguiente:
(1) Cronograma y Plan de Trabajo
(2) Area donde se llevará a cabo las actividades de Exploración Para el caso de Estudios Geofísicos se presentarán los puntos 3 al 6. Los parámetros que aún no estén definidos, serán presentados después de realizadas las pruebas experimentales.
(3) Geometría y parámetros de grabación
(4) Fuente de Energía (si es el caso)
(5) Receptores
(6) Equipos de Registración

Artículo 234°.- Si se realizan algunos de los trabajos indicados en los incisos a) al d) del Art. 15 el Titular presentará a Y.P.F.B. los siguientes informes.

  1. Informes mensuales, trimestrales y anuales durante el período de exploración
  2. Evaluación técnica del potencial de Hidrocarburos del área de Contrato donde se ha realizado trabajos de Exploración, dentro de los 180 días siguientes a la terminación de la Exploración.
  3. Los informes finales sobre estudios de gravimetría y magnetometría deberán incluir, sin que se limite a ello, lo siguiente:
    1. Mapas en escala 1:50,000 y 1:250,000, u otras acordadas entre las Partes.
    2. Cintas de registros magnéticos
    3. Registros diarios de los campos magnéticos de la Tierra.
    4. Especificaciones de los equipos utilizados en los estudios de gravimetría y magnetometría.
    5. Interpretación de los elementos a), b), c) y d), junto con los mapas que muestran la intensidad del magnetismo y gravedad, la profundidad del basamento, mapas estructurales, tanto en transparencias como en el papel a escales 1:50,000 y 1:250,000 u otras acordadas entre las Partes. Los informes de los párrafos a), b) c), y d), deberán ser enviados a Y.P.F.B., dentro de los 120 días siguientes a su terminación y el informe del párrafo e), dentro de los 30 días siguientes a su preparación.
  4. Los informes finales sobre geología de superficie, si se llegara a realizar, se enviarán a Y.P.F.B. dentro de los 180 días siguientes a su terminación incluyendo, si se llegan a ejecutar, los siguientes trabajos:
    1. Interpretación de imágenes de satélite o de radar incluyendo copia de las imágenes o informes de interpretación fotogeológica.
    2. Mapas geológicos, estructurales y cortes a escalas 1:50,000 y 1:250,000, u otras escalas acordadas entre las partes y mapas mostrando la Ubicación del conjunto de muestras a escala 1:50,000 u otra acordada entre las partes, tanto en transparencias como en papel.
    3. Análisis de las probables Rocas Reservorio de Hidrocarburos, especificando los tipos de Roca, Petrología, Permeabilidad y Porosidad.
    4. Análisis de la Roca madre de Hidrocarburos, consistentes en el contenido total de carbón orgánico, tipos y maduración.
    5. Análisis paleontológicos estratigráficos y del ambiente deposicional.
    6. Entrega de muestras de Rocas.
  5. Informes finales con los datos sísmicos e interpretaciones, incluyendo, sin limitarse,
    a los siguientes:
    1. Diagramas esquemáticos de la fuente y de la receptividad.
    2. Especificaciones del equipo usado en los trabajos sísmicos.
    3. Mapas mostrando las marcas permanentes usadas en el estudio, a escala 1:50,000 u otra acordada entre partes.
    4. Mapas mostrando las marcas permanentes usadas en el estudio, a escala 1:50,000 y 1:250,000 además de otras acordadas entre las Partes, en transparencias y papel.
    5. Cintas magnéticas de Campo con su respectiva información, cintas procesadas finales y reprocesadas si han sido utilizadas para reinterpretación y para la Ubicación de Pozo.
    6. Secciones sísmicas registradas en transparencia y papel a escala vertical de 5 pulgadas igual a un segundo. El mismo requisito regirá para las líneas reprocesadas.
    7. Velocidad R.M.S “Root mean square velocity” y análisis de los intervalos de velocidad de los Puntos de Disparo en cada línea.
    8. Contornos de los mapas estructurales basados en las interpretaciones del párrafo (g).
    9. Informes de resultados y conclusiones. Los informes de los párrafos a) al g) serán presentados dentro de los 120 días posteriores a la terminación del programa sísmico. Los informes de los párrafos h) e
  6. serán presentado dentro de los 30 días posteriores a la terminación de cada interpretación.
  7. El Titular presentará a Y.P.F.B. un informe final de operaciones al concluir los trabajos sísmicos, el cual incluirá , sin que se limite a ello, lo siguiente:
    1. Topografía
    2. Apertura (trocha)
    3. Perforación
    4. Registro
    5. Procesamiento
    6. Salud, Seguridad y Medio Ambiente
    7. Transporte y comunicación,

Capítulo II
Informes de perforación

Capítulo III
Informes de produccion

Artículo 236°.- La Información técnica que el Titular debe entregar a Y.P.F.B. en forma rutinaria, relacionada con las actividades de Producción será :

  1. Un Informe diario, a las 12:00 a.m. horas del día siguiente, conteniendo como mínimo lo siguiente:
    * Volumen de Hidrocarburos producidos, clasificados como nuevos y/o existentes.
    * Volumen de Hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización, clasificados como nuevos y/o existentes.
    * Volumen de Hidrocarburos utilizados en sus operaciones hasta el Punto de Fiscalización.
    * Volúmenes de Hidrocarburos reinyectados o almacenados.
    * Volúmenes de Hidrocarburos quemados o venteados.
    * Gravedad y demás características de los Hidrocarburos manejados.
  2. Un informe mensual, en los primeros Ley Nº 0 días de cada mes, conteniendo la información siguiente por cada Campo y por cada Reservorio:
    1. POR CADA CAMPO Y POR CADA RESERVORIO
      * La cantidad y calidad del Petróleo y Gas Natural Producidos y de los entregados en el Punto de Fiscalización en el mes calendario, así corno la cantidad acumulada desde la fecha del inicio de la extracción comercial hasta el fin de mes calendario, que se clasificarán corno Hidrocarburos nuevos y/o existentes, según corresponda.
      * La cantidad y calidad de Gas Natural reinyectado, quemado o venteado y almacenado en el mes calendario así como la cantidad acumulada en estas operaciones desde la fecha de inicio de la extracción comercial hasta fin del mes calendario pertinente.
      * La cantidad y calidad de cada clase de Hidrocarburos utilizados durante el mes calendario en las operaciones de perforación, Producción y bombeo hasta el Punto de Fiscalización de la Producción, así como la cantidad acumulada desde la fecha de inicio de la extracción comercial hasta fin del mes calendario pertinente.
      * El Titular deberá informar en carta adjunta, las razones de cada una de las variaciones significativas (+5%) en relación al mes calendario anterior en la cantidad y calidad de los Hidrocarburos producidos.
    2. POR CADA POZO Y TERMINACION SI ES APLICABLE
      * Volúmenes prorrateados y características de los fluidos.
      * Presión en las tuberías de Revestimiento de Producción.
      * Tamaño del Estrangulador o sistema de Producción del Pozo.
      * Tiempo de Producción del Pozo en el mes.
      * Pruebas de Pozos o terminaciones que incluyan las siguiente información: fecha, nombre del Pozo y terminaciones, Reservorio productor, tamaño del Estrangulador, presión fluyente, presión y temperatura del Separador, caudal de cada fluido producido Petróleo Condensado, Gas Natural y Agua) y el tiempo de prueba.
  3. Pronóstico de Producción anual para cada Reservorio productivo dentro del primer año posterior al inicio de extracción comercial. En cada año sucesivo, el Titular presentará el pronóstico de Producción para el próximo año y su estimado para los próximos 10 años.
  4. Informe de servicio a los Pozos, señalando métodos y técnicas cumplidas y materiales utilizables y/o reemplazados para ese propósito, dentro de los 15 días después de la terminación de los servicios.
  5. Informe de Reacondicionamiento, Rehabilitación y Estimulación, dando razones y detalles de la operación, dentro de los 30 días siguientes a la terminación de los trabajos.
  6. Informe de pruebas de presión de fondo “bottom hale pressure”. dentro de los 30 días siguientes a la terminación de la prueba, incluyendo el potencial máximo productivo y las pruebas de restitución de presión, cuando estas se efectúen.
  7. Los informes indicados en A y B, serán provistos por el Titular en el formato y métodos de registro indicados por Y.P.F.B.

Artículo 237°.- Informes anuales de reservas al 31 de diciembre:

  1. El Titular entregará la siguiente información básica relacionada con sus reservas en el área donde tenga actividades de Exploración; en el mes de enero de cada año:
    1. Mapas estructurales y de arena neta actualizadas por estructura.
    2. Información de fluidos y parámetros de Roca Reservorio.
    3. Inventario de ubicaciones posibles.
    4. Estimados de reservas correspondientes.
  2. El Titular entregará la siguiente información básica relacionada con sus reservas en el área donde tenga actividades de Explotación, en el mes de enero de cada año para todos los Campos en actual Explotación y por horizonte productivo:
    * Mapas estructurales y de arena neta de Petróleo y Gas Natural.
    * Propiedades petrolíferas de la Roca Reservorio y parámetros de fluidos.
    * Inventario de ubicaciones para perforar.
    * Estudio de Ingeniería de Reservorio: Producción, si existiera.
    * Pronóstico de inyección de agua y/o gas (proyectos de Recuperación Mejorada).
    * Estimado de Reservas Probadas Desarrolladas de Petróleo y/o Gas Natural.
    * Estimado de Reservas Probables y Posibles de Petróleo y/o Gas Natural.
    * Reservas Desarrolladas incrementales resultantes de la perforación de Desarrollo durante el año anterior.
    * Estimado de reservas descubiertas por la perforación exploratoria, si existieran actividades.
    * Pronóstico de Producción de las Reservas Probadas Desarrolladas de Petróleo y Gas Natural por horizonte productivo.
    * Inventario de Reacondicionamientos.
    * Razones de las diferencias entre las cifras de Reservas estimadas al 31 de diciembre del año anterior y las reportadas el año presente.
    * Reservas a incorporar para los proyectos de inyección de agria y/o gas.

Capítulo IV
Otros informes

Artículo 238°.- Otra información de carácter esporádico se presentará sobre:

  1. Informe de Derrames. El Informe referido en el Art. 215 será presentado a Y.P.F.B. dentro de los 7 días posteriores a la ocurrencia y deberá contener, por lo menos, la siguiente información:
    1. Lugar, fecha y tiempo de la pérdida.
    2. Descripción de las circunstancias en que ocurrió la pérdida.
    3. Procedimiento de recuperación, si fuera Petróleo.
    4. Discusión de los pasos a seguir para evitar pérdidas similares en relación con el Plan de Contingencias para derrames de Petróleo y emergencias que el Titular debe presentar de acuerdo al Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos.
    5. Programa de restauración según el Plan de Contingencias de acuerdo a las normas ambientales vigentes en el lugar del accidente.
  2. La información que el Titular debe presentar a Y.P.F.cuando tiene programado un proyecto de inyección, sea para agua de desecho o para Recuperación Secundaria constará , en lo que sea aplicable, de:
    1. Mapas mostrando la Ubicación de los Pozos inyectores así como de los vecinos.
    2. Estado de cada Pozo adyacente al Pozo inyector.
    3. La estructura del Campo al cual se inyectará el fluido.
    4. Cortes estructurales mostrando el tope y base de formación así como las interfases Agua - Petróleo, Gas - Petróleo, Gas - Agua.
    5. La Completación del Pozo inyector incluyendo la profundidad de la empaquetadora, intervalos existentes y propuestos, y el fluido no corrosivo que se usaran en el anillo.
    6. Tabulación de:
      1. Parámetros de Reservorio, incluyendo Permeabilidad horizontal y vertical, acuífero y grosor.
      2. Presión de Reservorio original, actual, gradiente y declinación.
      3. Resultados del cálculo de balance de materiales, incluyendo los movimientos anticipados de la interfase e índices.
      4. Historial productivo del Campo.
      5. Historial productivo del Pozo inyector y del Pozo que lo rodea, mostrando su relación Agua - Petróleo.
    7. Discusión de la estratificación del Campo y según esto, el control del régimen e inyección para proteger los Pozos vecinos y lograr la máxima recuperación de Hidrocarburos.
  3. Cuando un Titular realice un proyecto de Recuperación Mejorada, tiene la obligación de presentar a Y.P.F.B. dentro de los 60 días anteriores a cada periodo de seis meses la siguiente información, que puede ser gráfica, en lo que sea aplicable:
    1. El promedio diario, y mensual producido por cada Pozo y por todo el sistema afectado
    2. El promedio mensual . del GOR y WOR producido POR CADA Pozo y por todo el sistema afectado.
    3. La Producción acumulada de fluidos producidos por cada Pozo y por el sistema.
    4. Para cada tipo de fluido inyectado, el promedio mensual por día operativo en cada Pozo inyector y en el sistema.
    5. Para cada tipo de fluido inyectado, el promedio mensual por día operativo en cada Pozo inyector y en el sistema.
    6. Para cada tipo de fluido inyector, el volumen mensual acumulado en cada Pozo inyector y en el sistema.
    7. La distribución de la presión en el sistema.
    8. Para cada tipo de fluido el índice de inyectividad promedio por día operado diariamente cada mes, en cada Pozo inyector y del sistema, siendo el índice de inyectividad la inyección diaria promedio dividida por la diferencia entre la presión en la cara de la formación y el promedio de presión y de formación.
    9. La fecha y el tipo de cualquier tratamiento o servicio a los Pozos.
    10. Cálculos de balance entre fluidos inyectados y producidos mensualmente y acumulativos en la parte del Campo sujeta al proyecto.
    11. Cálculos del balance entre fluidos inyectados y producidos mensuales y acumulativos en cada unidad de inyección (pattern).
    12. Cualquier otra información interpretativa que sirva para la Evaluación del progreso, eficiencia y comportamiento del sistema.
  4. Investigación de las reservas de Hidrocarburos, límite de los campos y evaluaciones económicas.
  5. Programas de seguridad y sobre accidentes.
  6. Muestras representativas de todos los cortes de fluidos extraídos de los Pozos.
  7. Todos los demás informes, muestras, planes, diseños, interpretaciones y demás elementos que Y.P.F.B. solicite al Titular, por su cuenta o por cuenta de otras autoridades competentes.


Los Señores Ministros de Estado en los Despachos de Sostenible y Medio Ambiente y Sin Cartera Responsable de Desarrollo Económico, quedan encargados de la ejecución y cumplimiento del presente Decreto Supremo.
Reglamento Anexo al Decreto Supremo Nº 24689 promulgado a los dos días del mes de julio de mil novecientos noventa y siete años.
FDO. GONZALO SANCHEZ DE LOZADA, Antonio Aranibar Quiroga, Victor Hugo Canelas Zannier. Alfonso Erwin Kreidler Guillaux. José Guillermo Justiniano Sandoval, René Oswaldo Blattmann Bauer. Fernando Candía Castillo. Franklin Anaya Vásquez, Moisés Jarmúsz Levy. Alberto Vargas Covarrubias. Mauricio Antezana Villegas, Alfonso Revollo Thenier, Jaime Villalobos Sanjinés.

Anexo A
Definiciones

1. Abandono del Pozo. Operaciones y trabajos para el abandono temporal o definitivo del pozo o formación para dejar cerrado y seguro un Pozo.

2. AGA (American Gas Association).

3. API: (American Petroleum Institute) Instituto Americano de Petróleo: Entidad Norteamericana que emite especificaciones y recomendaciones para la industria petrolera.

4. Barril: Unidad de medida de capacidad que consiste en 42 galones Americanos (USA) en condiciones estándar de temperatura y presión.

5. BCF: Significa un mil millones de pies cúbicos de gas en condiciones estándar de temperatura y presión.

6. Bombeo Artificial: Técnicas aplicadas a los Pozos para que continúen produciendo económicamente cuando ya no tienen energía suficiente para hacerlo por surgencia natural.

7. BS6W: Porcentaje de sedimento básico y agua no libres contenidos en los hidrocarburos líquidos.

8. Cabezales de Pozo: unidad de acero que soporta las tuberías bajo el subsuelo y las válvulas de control de superficie del Pozo.

9. Campo: Area de suelo debajo de la cual existen uno o más Reservorios en una o mas formaciones en la misma estructura o entidad geológica.

10. Cañería de Producción: Tubería por la que fluye hacia la superficie la producción del Pozo.

11. Cañería de Revestimiento: Cañería diseñada para constituirse en las paredes del Pozo. Puede quedar cementada parcial o totalmente.

12. Cañería de Revestimiento de producción: Cañería de Revestimiento inferior u operativa, que contiene el sistema de producción de Pozo.

13. Cañería de Revestimiento Intermedio: Cañería de Revestimiento colocada entre la de superficie y la de Producción, cuando es necesario aislar las zonas problemáticas intermedias durante la perforación.

14. Cañería de revestimiento de Superficie: Cañería de revestimiento conectada al cabezal y cementada, que soporta todo el peso del equipamiento del Pozo. Cementación: Técnica por la cual se prepara, bombea y ubica la mezcla de

15. Cemento dentro del Pozo con fines de fijación de una Tubería, aislamiento, reparación o Abandono.

16. Condensado: Hidrocarburo líquido formado por la condensación de los Hidrocarburos Separados del Gas Natural, debido a cambios en la presión y temperatura cuando el Gas Natural de los Reservorios es producido, o proveniente de una o más etapas de compresión de Gas Natural.

17. Contrato: El Contrato de Riesgo Compartido

18. Desarrollo: Es la perforación, profundización Reacondicionamiento y Complementación de Pozos, así como el diseño, construcción e instalación de equipos, tuberías, tanques de almacenamiento y otros medios e instalaciones y la ejecución de cualesquiera otras actividades apropiadas para la Producción de un Campo declarado comercial.

19. Estimulación: Trabajos que se realizan con el objeto de incrementar la productividad de los Pozos o evitar la migración de finos.

20. Estrangulador: Válvula o equipo de control, que regula la presión.

21. Evaluación: Trabajos realizados en el Pozo para determinar su capacidad de producir Hidrocarburos.

22. Exploración: El planeamiento, ejecución y evaluación de todo tipo de estudios geológicos, geofísicos, geoquímicos y otros, así como la perforación de Pozos Exploratorios y actividades conexas necesarias para el descubrimiento de Hidrocarburos, incluyendo la perforación de Pozos confirmatorios para la Evaluación de los Reservorios descubiertos.

23. Explotación: Desarrollo y Producción

24. Fiscalización: Las acciones que realiza la autoridad competente para controlar las operaciones que lleve a cabo el titular durante la vigencia del Contrato

25. Gas Natural: Los Hidrocarburos que en condición normalizada de temperatura y presión se presentan en estado gaseoso.

26. Gas Natural Asociado: El Gas Natural producido con los Hidrocarburos Líquidos del Reservorio. Gas Natural No-Asociado: Aquel cuya ocurrencia tiene lugar en un Reservorio

27. natural en el que no hay presencia de Hidrocarburos Líquidos

28. G.O.R. - Relación Gas-Petróleo (m3/m3 o pies cúbicos por Barril de Petróleo), medidos en superficie. Hidrocarburos: Los compuestos de carbono e hidrógeno, incluyendo sus

29. elementos asociados que se presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o subsuelo, cualquiera sea su estado físico.

30. Hidrocarburos Fiscalizados: Son los Hidrocarburos del área de Contrato, medidos en un punto de Fiscalización.

31. Hidrocarburos Líquidos: Petróleo o Condensado, GLP y Gasolina Natural.

32. IAGC: (International Association of Geophysical Contractors). Asociación de Internacional de Contratistas Geofísicos.

33. Intervención de Pozos: Trabajos efectuados en el Pozo con el fin de mejorar su productividad mediante la modificación de las características de sus zonas productivas. De igual manera, comprende el abandonar una zona productiva depletada para producir una nueva zona.

34. Ley o Ley de Hidrocarburos: La Ley Nº 1689.

35. Línea Sísmica: Transecto o trocha para la ejecución de Estudios Sísmicos

36. Lodo: Fluido circulado durante operaciones dentro del Pozo, con características especiales para mantenerlo limpio y controlado.

37. Medición Automática: determinación de la cantidad de Hidrocarburos por mediciones efectuadas en tuberías fluentes con medidores calibrados y comprobados.

38. Muestra: Un volumen representativo de Hidrocarburos, roca o agua.

39. NFPA: National Fire Protection Association (USA)

40. Perfilaje de Pozos: Técnica de la medición de las características de las formaciones y fluidos dentro del Pozo, controlada desde la superficie, con fines de tomar decisiones en operaciones de Terminación y recondicionamiento. Da como resultado directo los perfiles o registros del Pozo.

41. Permeabilidad: Capacidad de una formación para dejar pasar fluido

42. Petróleo: Hidrocarburo que en condición normalizada de presión y temperatura se presenta en estado líquido, así como los Hidrocarburos Líquidos que se obtienen en los procesos de separación del Gas Natural.

43. Plan de Contingencias: Plan de acción a tomarse en situaciones de emergencia

44. Porosidad: El espacio entre los granos que constituyen la Roca o el Reservorio.

45. Pozo: Agujero que resulta de la perforación para descubrir o producir Hidrocarburos, inyectar agua o gas u otros objetivos convencionales.

46. Pozo Exploratorio: El perforado para determinar la existencia de Hidrocarburos en un área geográfica. Asimismo, son Pozos Exploratorios

a) los dos Pozos siguientes al primer Pozo descubridor de Hidrocarburos con potencial comercial, que tengan por objeto delimitar el Campo; y

b) cualquier Pozo productor o inyector, que sea posteriormente profundizado para probar un Campo diferente.

47. Pozo de Desarrollo: Pozo que se perfora para la Producción de Hidrocarburos descubiertos.

48. Producción: Todo tipo de actividades en el área de Contrato cuya finalidad sea el flujo de Hidrocarburos, y que incluye la operación de Pozos, equipos, tuberías, tratamiento y medición de Hidrocarburos y todo tipo de operaciones de recuperación primaria, secundaria y mejorada hasta el o los puntos de Fiscalización

49. Producción Máxima Eficiente (PME): La Producción que permita alcanzar la máxima recuperación final técnico-económica del Campo, de conformidad con las prácticas aceptadas internacionalmente por la industria del Petróleo.

50. Prospecto: Area identificada para la Exploración

51. Prueba de Formación: Técnica de Evaluación que sirve para determinar las características y capacidad productiva de la formación y sus fluidos.

52. Punto de Disparo: Lugar donde explota la carga. Punto de Fiscalización. Boca de Pozo conforme se define en la Ley de

53. Hidrocarburos.

54. Punto de Vibración: Lugar donde los Vibradores vibran a determinada frecuencia.

55. Recuperación mejorada: Técnicas aplicadas a los Reservorios para aumentar la recuperación final de sus Hidrocarburos.

56. Recuperación Secundaria: Técnica de Recuperación Mejorada que consiste en la inyección de agua o gas a un Reservorio, con el objeto de mantener su energía e incrementar la recuperación final de Hidrocarburos

57. Reparación de Pozos: Trabajos de limpieza o adecuación del Pozo.

58. Reterminación de Pozos: Trabajos realizados en Pozos abandonados en forma temporal o permanente, con el fin de ponerlos nuevamente en actividad.

59. Reservas Probadas: Es la cantidad estimada de Hidrocarburos que de acuerdo al análisis de las informaciones geológicas e ingeniería de Reservorios, demuestran con una razonable certeza que en el futuro, serán recuperables los Hidrocarburos de los Reservorios bajo las condiciones económicas y operacionales existentes. Los Reservorios son considerados con Reservas Probadas, cuando han demostrado la capacidad de producir ya sea por la actual Producción o pruebas concluyentes de la formación geológica. El área de un Reservorio considerado con Reservas Probadas, es aquella porción delimitada por perforaciones y definida por los contactos Gas- Petróleo y Gas-Agua o limitada por una deformación estructural o lenticular del Reservorio y, en ausencia de contactos de fluidos, el mas bajo acontecimiento estructural de Hidrocarburos en los límites probados del Reservorio. El área probada de un Reservorio también puede incluir las porciones adyacentes no delimitadas por perforaciones, pero las cuales pueden ser evaluadas como económicamente productivas, sobre la base de la información geológica e ingeniería de Reservorios disponibles al momento que se efectúa la estimación.

60. Reservas Probadas Desarrolladas: Son las Reservas Probadas estimadas a ser recuperadas a través de los Pozos existentes requiriendo no más que operaciones de reacondicionamiento de Pozos.

61. Reservas Probadas No Desarrolladas: Son las reservas económicamente recuperables estimadas que existen en Reservorios probados, que serán recuperadas por Pozos a se perforados en el futuro. Las reservas estimadas en áreas no perforadas están incluidas como Reservas Probadas, si ellas son consideradas como tales por el análisis de la información de los Pozos existentes.

62. Reservorio: Uno o varios Estratos bajo la superficie que estén produciendo o que sean capaces de producir Hidrocarburos con un sistema común de presión en toda su extensión, en los cuales los Hidrocarburos estén completamente rodeados por Roca impermeable y agua.

63. Roca: Mineral o compuesto de minerales que forman parte esencial de la corteza terrestre.

64. Roca Sello: Cada capa de roca impermeable que forma parte esencial de la corteza terrestre.

65. Separador: Equipo encargado de separar el gas y el agua de los Hidrocarburos líquidos producidos.

66. Terminación: Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el pozo en condiciones de Producción.

67. Titular: La empresa o el consorcio que tiene un contrato de Riesgo Compartido con Y.P.F.B.

68. Ubicación Lugar geográfico donde se instala el equipo de perforación para perforar un pozo bajo condiciones establecidas, o donde queda el Cabezal después de perforado.

69. Unitización: Convenio de Explotación celebrado entre Titulares con áreas de contrato colindantes que permitirá el desarrollo eficiente de un Campo compartido.

70. Vibrador: Vehículos pesados equipados con planchas vibradoras para producir ondas de energía para registro sísmico.

71. WOR: Relación agua / petróleo.


Ficha Técnica (DCMI)

NormaBolivia: Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, 2 de julio de 1997
Fecha2019-06-04FormatoTextTipoRE
DominioBoliviaDerechosGFDLIdiomaes
SumarioReglamento de normas técnicas y de seguridad para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos
KeywordsReglamento, julio/1997
Origenhttps://www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo/normas/verGratis/35972
Referencias1990b.lexml
CreadorFDO. GONZALO SANCHEZ DE LOZADA, Antonio Aranibar Quiroga, Victor Hugo Canelas Zannier. Alfonso Erwin Kreidler Guillaux. José Guillermo Justiniano Sandoval, René Oswaldo Blattmann Bauer. Fernando Candía Castillo. Franklin Anaya Vásquez, Moisés Jarmúsz Levy. Alberto Vargas Covarrubias. Mauricio Antezana Villegas, Alfonso Revollo Thenier, Jaime Villalobos Sanjinés.
ContribuidorDeveNet.net
PublicadorDeveNet.net

Enlaces con otros documentos

Véase también

[BO-L-1689] Bolivia: Ley de Hidrocarburos, 30 de abril de 1996
Ley de Hidrocarburos
[BO-DS-24335] Bolivia: Decreto Supremo Nº 24335, 19 de julio de 1996
Apruébanse los reglamentos de la Ley de Hidrocarburos, Ley Nº 1689 de fecha 30 /04/ 1996 (REGLAMENTO AMBIENTAL PARA EL SECTOR HIDROCARBUROS).
[BO-RE-DS24335C] Bolivia: Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos, 19 de julio de 1996
Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos
[BO-DS-24689] Bolivia: Decreto Supremo Nº 24689, 2 de julio de 1997
Apruébase el "Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos" (publicado en edición especial).

Referencias a esta norma

[BO-RE-DS25589] Bolivia: Reglamento para la quema de gas natural, 19 de noviembre de 1999
Reglamento para la quema de gas natural

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