Capítulo CAPÍTULO III
Art. 35
36 / 92En vigor desde 15 oct 1976
1.1. Los concesionarios deberán cumplir en sus labores las condiciones y requisitos técnicos siguientes:
1.2. El titular que se proponga perforar un pozo de exploración, o de explotación remitirá por duplicado un informe de implantación, por lo menos un mes antes de iniciarse los trabajos.
1.3. Este informe de implantación, comprenderá los siguientes datos:
1.º Nombre del concesionario.
2.º Designación del pozo, su emplazamiento y coordenadas con la información necesaria para localizarlo con exactitud, debiendo adjuntarse plano de situación relativa en la concesión.
3.º Objetivos, cota inicial y profundidad prevista del pozo.
4.º Equipo a emplear.
5.º Programa de entubación y acabado.
6.º Presupuesto.
1.4. El titular deberá igualmente informar a la Delegación Provincial del Ministerio de Industria correspondiente, en cumplimiento de lo prescrito en el artículo 6.º de la Ley de Minas 22/1973.
1.5. Cuando el titular desee profundizar un pozo ya perforado, lo comunicará de la misma manera, suministrando la información pertinente.
1.6. Los pozos no podrán situarse a distancias inferiores a:
1.º Cien metros de los límites de la concesión, excepto cuando se trate de la separación con otra concesión» o permiso de investigación del mismo concesionario.
2.º Cincuenta metros de talleres, depósitos de hidrocarburos y otras instalaciones industriales, oleoductos o gaseoductos.
3.º Cien metros de edificios destinados a viviendas.
4.º Cuatrocientos metros de otros pozos en producción.
1.7. Las distancias señaladas en el presente artículo podrán ser modificadas cuando las circunstancias especiales de cada caso así lo aconsejen.
1.8. Podrán reducirse las distancias a que se refiere el apartado 1.6 de este artículo, cuando los titulares colindantes celebren convenios de explotación con respecto a la faja de doscientos metros, formada por las dos de 100 metros de las concesiones contiguas, los que deberán ser aprobados por la Dirección General de la Energía.
1.9 Los titulares deberán tomar toda clase de precauciones en prevención de daños o riesgos, que como consecuencia de las operaciones, puedan afectar a la seguridad de vidas humanas, la propiedad, reservas naturales, costas, lugares de interés turístico e instalaciones públicas.
1.10. La maquinaria, equipo y materiales utilizados en el curso de las operaciones deberán reunir las condiciones de seguridad y eficacia reconocidas por la industria petrolera y las del Reglamento de Policía Minera y Metalúrgica y sus complementarias que les sean de aplicación.
1.11. Durante las operaciones de perforación, el titular deberá:
a) Proveer el pozo del equipo y materiales necesarios para prevenir erupciones.
b) Proteger todos los estratos que contengan agua potable mediante tuberías de revestimiento y cementado.
c) Proteger los estratos conteniendo petróleo o gas mediante tuberías de revestimiento y cementado. Sin embargo, en el caso de producción resultante de rocas densas y fracturadas, tal porción del pozo puede dejarse sin las tuberías de revestimiento protectoras.
d) Encargarse de recoger las muestras geológicas adecuadas del pozo en perforación.
e) Efectuar todos los reconocimientos adecuados, tales como registros eléctricos, radiactivos, sónicos y cualquiera otra diagrafía que pudiera ser necesaria para el buen conocimiento de las formaciones atravesadas.
1.12. De los datos obtenidos en las pruebas y reconocimientos a los que se refiere el presente artículo, se dará cuenta en el informe de fin de sondeo a que se refiere el apartado 1.13 siguiente.
1.13. Dentro del plazo de dos meses de terminado un nuevo pozo o de profundizado uno existente, el titular presentará un informe de fin de sondeo con los datos reseñados en el apartado 1.3 b) del artículo 11 y especialmente los siguientes:
1.º Ficha resumen del sondeo en el formato que figura como anexo número 1 de este Reglamento, o el que establezca la Dirección General de la Energía.
2.º Memoria con la recopilación completa de los datos siguientes:
a) Nombre del pozo, situación, coordenadas, cota del suelo y de la mesa de rotación. Profundidad total y profundidad actual si se hubiese taponado parte del pozo. Fecha de comienzo y finalización.
b) Resultado geológico y paleontológico. Descripción de la columna atravesada, con indicación del techo de las formaciones: Testigos extraídos y su naturaleza.
c) Resultados petrolíferos. Indicios encontrados. Pruebas de producción efectuadas y su interpretación. En el caso de un pozo productivo: naturaleza del hidrocarburo, su densidad, porcentaje de agua y sedimentos, producción inicial, método de producción, diámetro del orificio a través del que fluye el hidrocarburo, relación de gas a petróleo, presión inicial en el fondo del pozo y en la parte superior de la tubería de producción. Caídas de presión observadas. Procedimientos empleados para estimular la producción y sus resultados.
d) Parámetros mecánicos. Diámetros perforados. Desviaciones de la vertical. Entubaciones colocadas y en su caso recuperadas. Cementaciones. Sistemas de acabado y dispositivos de control del pozo. Procedimiento de abandono utilizado en su caso.
e) Registros del sondeo. A las escalas normales en la industria se acompañará en soporte reproducible y en copia normal: gráfico principal del sondeo con su presentación geológica, mecánica y petrolífera y la colección de diagrafías efectuadas, mediciones de velocidad de propagación sísmica y demás registros efectuados.
1.14. Cuando un pozo nuevo sea abandonado, por razones técnicas o por no haberse encontrado petróleo en cantidades comerciales, el titular tomará las precauciones necesarias para que el abandono se realice después de taponarlo, de acuerdo con los principios aceptados en la industria.
1.15. En el caso de que el titular decida abandonar un pozo que haya tenido producción comercial de petróleo o gas, o que haya sido utilizado para estimular la producción en otros pozos, deberá antes de hacerlo, comunicar a la Administración, su propósito de abandonarlo y las razones que tenga para ello, las cantidades de entubado que se calcula que podrían recuperarse, procedimiento de abandono proyectado y observaciones sobre posibilidades de obtener agua dulce.
1.16. Cuando el titular no desee taponar un pozo seco o no comercial, para poder utilizarlo como pozo de observación o de inyección o para fines similares, deberá comunicarlo así en el informe de acabado de pozo, con los fines y planes de su utilización.
1.17. En todos los pozos de producción, de inyección o de observación, el titular deberá instalar equipos de superficie y de fondo adecuados para poder realizar las operaciones siguientes:
a) Controlar debidamente la producción e inyección de fluidos.
b) Permitir la medición de la presión del fondo del pozo.
c) Prevenir la mezcla no planeada de fluidos de distintos yacimientos.
d) Mantener la seguridad del yacimiento, las personas y los bienes y evitar la contaminación del medio ambiente. En el caso de pozos submarinos, el equipo de seguridad del fondo del pozo será de tal naturaleza que quede prevista la obturación del sondeo, en caso de siniestro en los elementos de superficie.
1.18. El titular, al instalar en un sondeo el equipo de producción, efectuará los ensayos necesarios para determinar su producción máxima y recoger datos respecto a sus mejores posibilidades. En los nuevos yacimientos también tomará muestras de fluido de fondo en aquellos pozos de inyección u observación que sean representativos.
1.19. Durante el curso de las operaciones, incluidas las de equipado o taponamiento de un pozo, el titular transmitirá informes semanales sobre progreso y estado de las mismas.
1.20. En el plazo de dos meses, a partir de la de equipado, o de abandono, o de suspensión, o de reequipado de cualquier pozo, el titular presentará los siguientes documentos:
a) Informe de abandono del pozo, incluyendo toda la información especificada en el apartado 1.13 de este artículo.
b) Copias de las diagrafías disponibles.
1.21. Caso de producirse una erupción, el titular lo notificará inmediatamente a la unidad pertinente de la Dirección General de la Energía y simultáneamente a la Delegación Provincial del Ministerio de Industria que corresponda. Lo antes posible, someterá al Ministerio, a través de aquella unidad, un informe escrito indicando las causas de la erupción y las medidas tomadas para controlarla, así como una estimación del petróleo y gas perdido, destruido o permitido escapar. El titular, una vez controlado el pozo, presentará lo antes posible, el informe final del accidente.
1.22. Cuando un pozo en perforación, deba abandonarse por causas mecánicas, el titular lo notificará, especificando las razones y el método empleado para su abandono. Si el titular decide perforar un pozo de sustitución en un punto que no diste más de 50 metros del pozo abandonado, lo notificará por escrito sin que sea necesario tomar ulteriores medidas.
1.23. En el caso de que deba introducirse un cambio en los intervalos productores de un pozo, o cualquier importante alteración en sus condiciones normales, el titular lo notificará igualmente. Tal aviso Incluirá:
a) Nombre y ubicación del pozo.
b) Naturaleza del trabajo a realizar y su programa (tal como reparación, profundización, taponamiento, reacondicionamiento o cualquiera otros tipos de trabajos).
c) Razonas para el trabajo propuesto.
1.24. No se permitirá que ningún pozo de petróleo produzca por encima de su régimen más eficiente y económico y, a tal efecto, la proporción gas, petróleo y agua de cada pozo, individualmente, será regularmente controlada por el concesionario.
1.25. Al menos una vez al año, el concesionario deberá efectuar reconocimientos de presión de fondo de pozo en un número suficiente de sondeos seleccionados, con el fin de obtener información sobre la presión media del yacimiento, debiendo transmitirse por escrito los resultados de tales reconocimientos a la Adminstración, dentro de un mes a contar de la fecha de su ejecución.
1.26. En los pozos en que aparezcan niveles de presión anormales, deberán tomarse las medidas correctivas necesarias, de acuerdo con las normas de la industria petrolífera.
1.27. Dentro de los quince días primeros de cada mes, el concesionario presentará, por duplicado, un informe de producción del mes anterior que deberá contener, al menos, la siguiente información:
a) Un estadillo en el que figure una relación de todos los pozos de producción por cada campo y por cada yacimiento, y los siguientes datos por cada uno de los pozos:
— Fecha de la última prueba de producción y sus resultados. Producción diaria, proporción gas-petróleo, presión de cabeza de pozo, tamaño del estrangulador, grados API del petróleo, sedimentos de fondo y porcentaje de agua.
— Número de días en producción.
— Estado del pozo al final de mes.
— Producción de petróleo mensual y acumulativa, así como de gas y agua para cada pozo, depósito y campo.
b) Destino dado al petróleo crudo, gas y derivados producidos, indicando las cantidades utilizadas en las labores del concesionario, las destinadas al consumo nacional y la parte exportada, si hubiese lugar.
c) Ingresos brutos obtenidos de las ventas de los hidrocarburos y derivados.
1.28. Antes de transcurridos seis meses, desde el descubrimiento de un yacimiento, el concesionario presentará un informe con los datos del mismo. Tal informe contendrá, entre otros, los análisis de rocas y fluidos, registros de producción y presión, diagrafías y cualquier dato que haya obtenido el concesionario y que pueda servir de base para mapas estructurales, isobáricos e isópacos, la estimación de la naturaleza de la fuerza o fuerzas que actúan sobre el yacimiento, y toda clase de datos disponibles que faciliten el pronóstico de funcionamiento del yacimiento.
1.29. En el mes de enero de cada año, se remitirá un informe con la actualización de los datos arriba mencionados.
1.30. En el momento en el que se deduzca que de continuar la producción con el régimen de explotación seguido, pudiera perjudicarse el yacimiento o afectarse adversamente la recuperación final, el concesionario deberá tomar las medidas correctivas inmediatamente, dando cuenta de las mismas.
1.31. Tanto el informe inicial, como los subsiguientes informes anuales, incluirán datos, sobre cuya base poder estimarlas reservas del yacimiento.
1.32. El concesionario procederá a la recuperación secundaria de un yacimiento cuando esté justificada técnica y económicamente. El Ministerio de Industria podrá sancionar al concesionario si tal recuperación secundaria no se emprende con diligencia.
1.33. Cuando el concesionario trate de utilizar métodos de recuperación secundaria de yacimientos, bien por inyección de gas, agua, aire, vapor, disolventes, o por cualquier otro método, deberá someter un proyecto que contenga los siguientes datos:
a) Nombre y descripción del yacimiento y campo en el que está ubicado.
b) Aquellos que haya obtenido el concesionario y que sirvan de base para mapas estructurales, isópacos e isobáricos; un mapa del yacimiento en el que figuren todos los pozos perforados en el mismo, designación de los destinados a productores y a reequipar a los efectos de inyección y ubicación de los pozos a perforar y su destino.
c) Descripción del sistema que se vaya a utilizar; su fuente de alimentación y cantidad estimada que en su caso se inyectará diariamente.
d) Producción de cada pozo, con datos de los reconocimientos de presión más recientes.
e) Resultados de los ensayos que hayan podido realizarse.
f) Información que haya obtenido el concesionario como base para el desarrollo del campo; representaciones gráficas de la capacidad anticipada del yacimiento sometido a agotamiento natural y bajo el propuesto método de recuperación secundaria.
g) Presupuesto del proyecto.
1.34. Una vez iniciadas las operaciones de recuperación secundarla el concesionario enviará un informe mensual en el que se indiquen los volúmenes de los fluidos producidos, y en su caso, inyectados, tanto mensual como acumulativamente, así como la presión de la inyección. La presión del yacimiento y las variaciones en el mismo serán comunicadas de acuerdo con el apartado 1.25 anterior.
1.35. En el caso de suspensión o abandono de un proyecto de recuperación secundaria, el concesionario remitirá informe indicando la razón de la suspensión o abandono, los resultados obtenidos hasta la fecha y cualquier otro dato pertinente.
1.36. En el caso de que un yacimiento se extienda a un área perteneciente a más de un concesionario, la Administración podrá requerir a los interesados para que lleguen a un acuerdo entre ellos para la mejor explotación de dicho yacimiento.
1.37. Si, dentro de los seis meses del requerimiento los concesionarios interesados no hubieran concluido tal acuerdo o hubiera disconformidad sobre el procedimiento a seguir, la Administración podrá redactar una propuesta de acuerdo sujeta a la conformidad de los concesionarios interesados. De no obtener tal conformidad, la Dirección General de la Energía, oídos los interesados, elevará una propuesta al Ministro de Industria, que de obtener su aprobación, será imperativa para las partes. Cualquier acuerdo al respecto concertado entre los concesionarios, estará sujeto a aprobación previa por parte del Ministerio.
1.38. El concesionario instalará el equipo necesario para la adecuada separación del petróleo del gas, de modo que se asegure la recuperación más económica de la fracción liquida. Deberán montarse contadores de tamaño adecuado para medir eficazmente el gas en la conducción de cada colector de pruebas, así como en los tubos de salida que lo transporten para su utilización.
1.39. El concesionario deberá tomar toda clase de medidas para la utilización del gas asociado que estén económicamente justificadas, a cualquiera de los siguientes efectos:
a) Mantenimiento de presión dentro del yacimiento, de acuerdo con procedimientos técnicos reconocidos en la industria petrolera.
b) Cualquier uso comercial o industrial, incluyendo el uso como combustible en las propias instalaciones del concesionario.
c) Inyección en los estratos conteniendo petróleo o en otros estratos adecuados, o almacenamiento subterráneo de acuerdo con procedimientos técnicos reconocidos en la industria petrolera.
d) Extracción de la gasolina natural y otros líquidos más ligeros contenidos en el gas húmedo.
1.40. Cualquier gas asociado que no pueda ser aprovechado o devuelto al subsuelo, habrá de ser destruido con las medidas de seguridad precisas. Para dar este destino al gas será necesario el permiso de la Dirección General de la Energía, quien lo otorgará cuando se haya acreditado satisfactoriamente que no son económicamente factibles los aprovechamientos reseñados en el apartado precedente y que en la destrucción del gas se seguirán las normas para la Protección del Ambiente Atmosférico contenidas en la Ley 38/1972 de diciembre y disposiciones complementarias.
1.41. El concesionario que desee producir o tenga en producción gas no asociado a petróleo, vendrá obligado a aprovechar también cualquier gas producido por él en la misma área que aún no lo estuviese, a menos que obtenga especial autorización de la Dirección General de la Energía en razón de las circunstancias que pudiesen concurrir.
1.42. El titular eliminará toda salida de agua salada cualquiera que sea su procedencia, asociada o no, con el petróleo de forma que no se causen daños a los cultivos, a las aguas continentales o bienes, por alguno de los siguientes procedimientos:
a) Por inyección en los estratos de los que procede, o en otros estratos en los que se haya comprobado que contienen agua salada.
b) Por evaporación en hoyos excavados especialmente, o en balsas construidas al efecto que ofrezcan suficientes garantías contra rotura o derrame.
c) Cualquier otro procedimiento eficaz aprobado por el Ministerio de Industria.
1.43. El titular tomará las precauciones necesarias para evitar el derramamiento de petróleo en la superficie. El petróleo producido en las pruebas de producción realizadas durante la perforación y equipado del pozo que no pueda recuperarse, así como cualquier otro residuo de petróleo, será quemado mediante mecheros apropiados, o en hoyos abiertos al efecto, o eliminado por cualquier otro procedimiento. El concesionario deberá tomar las medidas necesarias para evitar la contaminación de las aguas, la tierra, y el aire, de acuerdo con las prescripciones del Artículo 81.
1.44. El titular notificará simultáneamente a la Dirección General de la Energía, y a la Delegación Provincial del Ministerio de Industria correspondiente, por el medio más rápido, los incendios, averías o fugas de importancia, que puedan producirse en cabezas de pozo, tuberías de descarga, tubos colectores separadores, tanques o cualquier instalación de este tipo. Asimismo enviará al Ministerio a través de la unidad competente un informe detallado por escrito, en el plazo más breve posible. Tal informe incluirá datos relativos al lugar y causas del siniestro, así como medidas adoptadas para remediar el mismo y cantidad de petróleo y/o gas perdido, destruido o dejado escapar.
2.1. Para asegurar el cumplimiento de las obligaciones citadas en el apartado 1 la garantía que establece el artículo 23 se mantendrá, durante todo el período de explotación, en la parte proporcional correspondiente a la superficie concedida.
2.2. A tal efecto, en el plazo de quince días contados a partir del otorgamiento de la última concesión derivada de un permiso de investigación, se ingresará en la Caja General de Depósitos, una fianza por cada concesión derivada obtenida, referida a su superficie, y los resguardos correspondientes serán presentados en la Dirección General de la Energía. Esta en el plazo de los diez días siguientes, dictaminará la devolución del depósito y la anulación, en su caso, de la garantía bancaria afecta al permiso de investigación.
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Proeli/es/rd/1976/07/30/2362#art-35