MANUAL DEL TRANSPORTADOR OLEODUCTO · PDF filepor el oleoducto guaduas – la dorada...

MANUAL DEL

TRANSPORTADOR

OLEODUCTO

GUADUAS – LA DORADA (OGD) DE PACIFIC STRATUS

ENERGY (PSE)

TABLA DE CONTENIDO TABLA DE CONTENIDO ............................................................................................. 2

1. OBJETO ................................................................................................................ 4

2. DEFINICIONES ..................................................................................................... 4

3. CAPÍTULO I – DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL OLEODUCTO GUADUAS – LA DORADA DE PACIFIC ESTRATUS ENERGY .......... 11

3.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA .................................................................... 11

3.2. COMPONENTES DEL SISTEMA ................................................................. 12

3.2.1. Trayecto PF2 – PF1. .............................................................................. 12

3.2.2. Estación PF1. ........................................................................................ 12

3.2.3. Trayecto PF1 – LA DORADA. ................................................................ 12

3.2.4. Estación LA DORADA ........................................................................... 15

4. CAPÍTULO II – SOLICITUD DE CONEXIÓN DE TERCEROS ............................. 16

5. CAPÍTULO III – PROCEDIMIENTO DE ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE TERCEROS PARA LA AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DEL OGD. ............................ 21

6. CAPÍTULO IV – PROCEDIMIENTO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN DE TRANSPORTE. .......................................................................................................... 27

7. CAPÍTULO V – PROCEDIMIENTO PARA LA NOMINACIÓN Y COORDINACIÓN DE OPERACIONES DEL OGD. .................................................................................. 27

7.1. NOMINACIÓN .............................................................................................. 27

7.2. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DISPONIBLE ............................................. 27

7.3. PRIORIDADES OPERACIONALES .............................................................. 28

7.4. COORDINACIÓN DE OPERACIONES ......................................................... 28

8. CAPÍTULO VI – SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO DEL PLAN DE TRANSPORTE DEL OGD .......................................................................................... 29

8.1. RECHAZOS Y PENALIZACIONES ............................................................... 29

8.2. INCUMPLIMIENTOS DEL PROGRAMA DE TRANSPORTE. ....................... 29

8.3. SUSPENSIÓN DEL SERVICIO .................................................................... 29

8.4. SOLUCION DE CONTROVERSIAS ............................................................. 31

8.5. RESPONSABILIDAD E INDEMNIDAD ......................................................... 30

8.6. PÓLIZA DE GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO .............................................. 31

8.7. EXENCIONES POR FUERZA MAYOR Y/O CASO FORTUITO ................... 31

9. CAPÍTULO VII – PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN DE CANTIDAD Y CALIDAD DE LOS CRUDOS TRANSPORTADOS POR EL OLEODUCTO GUADUAS – LA DORADA (OGD) DE PACIFIC ESTRATUS ENERGY ........................................ 31

10. CAPÍTULO VIII – PROCEDIMIENTO PARA LA CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DEL OGD ...................... 31

10.1. INVENTARIO ............................................................................................ 32

10.2. PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN ........ ¡Error! Marcador no definido.

11. CAPÍTULO IX – ESPECIFICACIONES MÍNIMAS DE CALIDAD Y PROCEDIMIENTO PARA EL RECHAZO DE LOS CRUDOS QUE SE TRANSPORTAN

POR EL OLEODUCTO GUADUAS – LA DORADA (OGD) DE PACIFIC ESTRATUS ENERGY .................................................................................................................... 34

12. CAPÍTULO X – COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA DE CALIDAD DEL OLEODUCTO GUADUAS – LA DORADA (OGD) DE PACIFIC ESTRATUS ENERGY 35

12.1. GENERALIDADES .................................................................................... 35

12.2. CRUDOS QUE INGRESAN AL SISTEMA .....................................................

13. CAPÍTULO XI – BALANCE VOLUMÉTRICO DEL OLEODUCTO GUADUAS – LA DORADA (OGD) DE PACIFIC ESTRATUS ENERGY ........................................... 35

14. CAPÍTULO XII – PROCEDIMIENTO PARA LA ATENCIÓN DE RECLAMOS DE REMITENTES Y SOLICITUDES DE TERCEROS USUARIOS DEL OLEODUCTO GUADUAS – LA DORADA (OGD) DE PACIFIC ESTRATUS ENERGY ...................... 37

14.1. PROCEDIMIENTO DE COMUNICACIONES RECIBIDAS (FLUJOGRAMA) 37

14.2. PROCEDIMIENTO DE COMUNICACIONES ENVIADAS (FLUJOGRAMA) 37

14.3. METODOLOGÍA PARA RECLAMACIONES POR CALIDAD Y CANTIDAD 38

14.4. SATISFACCIÓN DEL REMITENTE .......................................................... 39

14.5. REGISTROS ............................................................................................. 39

15. CAPÍTULO XIII – PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE OPERACIONES, COMUNICACIONES Y ATENCIÓN DE EMERGENCIAS DEL OGD. 40

15.1. CONTACTOS ........................................................................................... 40

15.1.1. DIRECTORIO DE PARTICIPANTES DEL PLAN DE EMERGENCIA . 40

15.1.2. DIRECTORIO DE ALGUNOS ORGANISMOS DE APOYO ................ 40

15.1.2.1. HOSPITALES ................................................................................. 40

15.1.2.2. COMITÉS LOCALES DE EMERGENCIA ....................................... 40

15.1.2.3. ORGANISMOS DE APOYO ........................................................... 40

15.1.2.4. ENTIDADES GUBERNAMENTALES ............................................. 41

15.1.2.5. ENTIDADES MILITARES Y POLICÍAS ........................................... 41

15.2. MANEJO DE EMERGENCIAS .................................................................. 41

1. OBJETO

El presente Manual del Transportador tiene por objeto compilar los procedimientos operacionales, contractuales y comerciales relevantes utilizados por la empresa PACIFIC STRATUS ENERGY CORP. (PSE), para el Transporte de Hidrocarburos Propios, del Estado y de Terceros a través del Oleoducto GUADUAS – LA DORADA (OGD). De igual manera, ofrece a todos sus usuarios y demás interesados en el Transporte de Hidrocarburos por el OGD la información operativa y administrativa necesaria.

2. DEFINICIONES

Todas las definiciones de este Manual deberán interpretarse dentro del contexto del reglamento para el Transporte de Hidrocarburos por oleoductos, según las resoluciones 18 1258 de 2010 y 124 386 de 2010, expedidas por el Ministerio de Minas y Energía. Acción Correctiva: Acción tomada para eliminar la causa de una no conformidad detectada u otra situación indeseable. Acción Preventiva: Acción tomada para eliminar la causa de una no conformidad potencial, o cualquier otra situación potencial indeseable. Acuerdo de Transporte o Contrato de Conexión: Convenio entre el transportador y cada uno de los Terceros para el Transporte de Crudo por el oleoducto. Afiliada: Significa una persona jurídica que controla a una parte, o es controlada por ésta, o que se encuentra bajo el Control de una entidad que también controla a una parte Agente Operacional o Agente: Persona natural o jurídica, pública o privada, entre las cuales se dan las relaciones técnicas y/o comerciales en la prestación del servicio de Transporte de Hidrocarburos por oleoductos. Amenaza: El concepto de amenaza se refiere a la probabilidad de ocurrencia, durante un período específico y dentro de un área determinada, de un fenómeno que puede potencialmente causar daños sobre los elementos en riesgo. ANH: Sigla de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Área de Influencia Local: Corresponde a las áreas en donde el oleoducto realiza presencia y que incluye jurisdicción de los municipios de Guaduas, Caparrapí y La Dorada, los cuales poseen capacidad de apoyo en la respuesta y recursos para atender cualquier eventual emergencia. Área de Influencia Local: Involucra áreas del departamento de Cundinamarca y del departamento de Caldas. Área de Trabajo: Cualquier lugar físico en el que se desempeñen actividades relacionadas con el trabajo, bajo el control de la organización. Assay: Es el nombre que la literatura especializada de laboratorio, asignó a la relación de subproductos de la destilación del petróleo independientemente de si la destilación se hace por ensayo de laboratorio o por simulación a Computador.

Autoridad: Significa cualquier organismo nacional, departamental o municipal o cualquier ministerio, departamento, comisión, junta, autoridad, agencia, subdivisión política o corporación bajo control directo o indirecto del gobierno de Colombia. Ayuda Mutua: Es un convenio privado voluntario, condicionado, recíproco, (bilateral o multilateral), y sin fines de lucro, suscrito entre empresas de un mismo sector geográfico, para prestarse en forma coordinada asistencia técnica o humana (o ambas), en el caso en que una emergencia supere – o amenace con superar – la capacidad propia de respuesta. Balance Volumétrico: Balance de las operaciones mensuales que hará el transportador al finalizar cada mes de operación, con el objeto de establecer las distintas cantidades que se manejan en el oleoducto y hacer la determinación y distribución de las pérdidas de Crudo propias de la operación. Balance para el Remitente: Balance Volumétrico para cada uno de los remitentes que usan el sistema de Transporte. Barril: Unidad de volumen para hidrocarburos igual a 42 galones americanos o 9.702,0 pulgadas cúbicas. Boletín de Transporte por Oleoducto – BTO: Página Web de acceso público en la que cada Transportador pone a disposición de los agentes y demás interesados la información que se indica en el Artículo 8º de la resolución 18 1258 de 2010, en las condiciones allí previstas. Calibración o Confirmación Metrológica: Conjunto de operaciones necesarias para asegurar que el equipo de medición cumple con los requisitos previstos para su uso. Capacidad Contratada: Es la capacidad comprometida entre el Transportador y los remitentes, con excepción de aquella comprometida con los remitentes propietarios. Capacidad de Diseño o Capacidad Transportadora: Es la capacidad de Transporte de Crudo prevista para el oleoducto con base en las propiedades del petróleo y las especificaciones de equipos y tuberías usadas para los cálculos de diseño del sistema. Si el diseño del sistema se modifica para aumentar la capacidad de diseño, ésta será la nueva capacidad. Capacidad del Propietario: Capacidad que los propietarios soliciten para el Transporte de los Crudos de su propiedad. Capacidad Efectiva o Capacidad Efectiva de Transporte: Es la capacidad máxima promedio de Transporte de la cual se podrá disponer efectivamente para el Transporte de Crudo en un período determinado. Se calcula como el producto de la Capacidad Nominal por el factor de servicio. Capacidad Disponible: Para un período determinado es la diferencia entre la Capacidad Efectiva y la resta de: i) la Capacidad del Propietario, ii) la Capacidad Contratada y iii) el Derecho de Preferencia, la cual está disponible para el Transporte de Crudo de Terceros en ejercicio del derecho de libre acceso a los oleoductos. Capacidad Nominal: Capacidad máxima de Transporte entre una estación de bombeo y un terminal del oleoducto, o entre dos Estaciones de bombeo, calculada considerando los equipos instalados en el sistema y la calidad prevista del Crudo para un período determinado.

Contaminación: Según la Ley 23/73 – Artículo 4º. Alteración del medio ambiente por sustancias o formas de energía puestas allí por la actividad humana o de la naturaleza, en cantidades, concentraciones o niveles capaces de interferir con el bienestar y la salud de las personas, atentar contra la flora y la fauna, degradar la calidad del medio ambiente o afectar los recursos de la Nación o de particulares. Control: Titularidad directa o indirecta del cincuenta (50) por ciento o más de los derechos de voto en una persona jurídica. “Controla”, “está Controlada por” y demás términos similares deberán interpretarse en forma congruente. Crudo: Petróleo, conforme su definición en el Artículo 1º del Código de Petróleos, que existe en fase líquida en yacimientos naturales subterráneos y que permanece líquida a presión atmosférica después de pasar por las instalaciones de separación de superficie. Densidad: Masa de liquido por unidad de volumen a 15º C y 101.325 kPa (14.7PSI). Derecho de Preferencia: Facultad que tiene el Gobierno Nacional y ejerce a través de la ANH, o de quien ésta designe, sobre la capacidad del oleoducto a la cual se refiere el Artículo 196 del Código de Petróleos como aquella con la cual se ha calculado y construido según sus características, en concordancia con el Artículo 45 ibídem. Para el caso de oleoductos de uso privado será el Crudo procedente de las regalías correspondientes a la producción servida por el oleoducto. El Derecho de Preferencia será hasta del veinte por ciento (20%) de la capacidad con que fue calculado y construido el oleoducto de que se trata según sus propias características. Derrame de Hidrocarburos: Vertimiento accidental (no previsto) de un producto líquido de petróleos contenido en un recipiente o recinto físico, ajeno a la operación formal. Descontaminar: Quitar la contaminación, someter a tratamiento lo contaminado, para que pierda sus propiedades nocivas. Equipo de Medición: Instrumento de medición, software, patrón de medición, material de referencia o equipos auxiliares o combinación de ellos necesarios para llevar a cabo un proceso de medición. Emergencia: Estado de perturbación súbita que puede poner en peligro la estabilidad de un sistema. Elementos de Riesgo: Se refiere a la población, las construcciones, la infraestructura, las edificaciones de las actividades económicas y otros espacios donde éstas se desarrollan, los servicios públicos y el medio ambiente natural que son susceptibles de daños como consecuencia de la ocurrencia de un fenómeno natural o producido por el hombre (artificial). Evaluación de Riesgos: Proceso consistente en estimar el riesgo o riesgos asociados a una o varias situaciones de peligro. Factor de Servicio: Porcentaje efectivamente utilizable de la Capacidad Nominal, debido a las restricciones operacionales temporales y de mantenimiento del oleoducto y sus instalaciones conexas y complementarias, calculado para un período determinado, en el que se debe tener en cuenta los efectos de no disponibilidad de equipo mecánico, los programas de mantenimiento de línea y el número de días del período considerado.

Gestión de Riesgo: Conjunto de técnicas estructuradas enfocadas hacia el manejo de la incertidumbre relativa a una amenaza, a través de una secuencia de actividades previamente evaluadas. Gravedad API: Forma especial de expresar la densidad de un líquido en una escala de 0-100, como una forma especial de la densidad relativa (Gravedad Específica) a 60/60 F Gravedad Específica o Densidad Relativa: Relación de la masa de un volumen de liquido a una temperatura determinada a la masa de un volumen equivalente de agua pura a una temperatura igual o diferente. Hallazgo: Situación indeseable que ha sucedido o puede suceder pero que no constituye incumplimiento. Incidente: Suceso o sucesos relacionados con el trabajo en el cual ocurre o podría haber ocurrido un daño, o deterioro de la salud, sin tener en cuenta la gravedad o fatalidad. Inspector Independiente: Es una tercera persona imparcial que observa la operación de transferencia de custodia y prepara un informe de sus observaciones denominado Reporte de Inspección, con el cual documenta el estado de los materiales y productos transferidos, y la posible causa y naturaleza de cualquier eventual faltante o disminución de la calidad que resulte de los mismos. Limpieza: Recolección del producto derramado. No significa Descontaminación. Medición Manual: Es la medición que se realiza por medio de una cinta graduada y patronada, con la respectiva plomada. Medida Inicial: Es la medida de producto antes que el producto sea trasferido. Medida Final: Es la medida que se realiza después que el producto es transferido. Mejores Prácticas: Se define como la forma más eficiente, en términos de menor cantidad de esfuerzo; y más efectiva, en términos de que obtiene el mejor resultado; de llevar a cabo una tarea, con base en procedimientos repetibles que han sido comprobados en el transcurso del tiempo y por un número plural de personas. Mes Calendario: Es el periodo de tiempo que comienza a las 00:00 horas del primer día del mes gregoriano y termina a las 24:00 horas del último día del mismo mes. Mes de Operación: Mes Calendario para el cual el remitente ha nominado el servicio y durante el cual el Transportador ejecuta el Programa de Transporte. Mezcla: Crudos fiscalizados que se mezclan entre ellos para su Transporte y que pueden estar mezclados con alguna otra sustancia para efectos de su Transporte. MME: Sigla del Ministerio de Ministerio de Minas y Energía. MPMS: Sigla del nombre en idioma Inglés que se refiere a los manuales de estándares del Instituto Norteamericano del Petróleo: “Manual of Petroleum Measurement Standards”, que traduce Manual de Estándares de Medición de Petróleos.

Muestra: Una porción extraída del petróleo en un sistema, que puede o no contener constituyentes en la misma proporción en la que se encuentran en el petróleo muestreado. Muestra Compuesta: Mezcla en partes iguales de las tres muestras sectoriales: superficie, mitad y fondo. Muestreo: Son todos los pasos para obtener una Muestra representativa de un producto en una línea o tanque, sobre la cual se hacen pruebas de laboratorio para determinar las características del fluido y la calidad del mismo. No Conformidad: El no-cumplimiento de un requisito especificado. Nodo de Entrada: Brida de conexión de entrada al sistema de oleoductos localizada aguas abajo de las bombas de transferencia y del patín de medidores de la estación PF2. Nodo de Salida: Conjunto de instalaciones ubicado en la Estación de Medición y de Interconexión del OGD, con el OAM, denominada Estación Dorada. Nominación: Solicitud del servicio para el mes de operación, que especifica el volumen de Transporte requerido, el Nodo de Entrada, el Nodo de Salida, y la Calidad del Crudo que se transporta. OAM: Sigla del Oleoducto del Alto Magdalena. ODC: Sigla del Oleoducto De Colombia. Oleoducto, Sistema de Transporte o Sistema: Todas las instalaciones físicas necesarias para el Transporte de Crudo fiscalizado desde los Nodos de Entrada hasta los Nodos de Salida incluyendo, entre otros, la tubería, la estación intermedia de almacenamiento y rebombeo denominada PF1, el sistema de medición de la Estacion Dorada, los sistemas de control y los tanques de PF1 que se usan para la operación del sistema de Transporte. Partes: En el acuerdo de Transporte son el Transportador y el Remitente o sus Cesionarios. Pérdidas Identificables: Pérdidas de Crudo que pueden localizarse en un punto específico del Oleoducto y que son imputables a eventos determinados tales como roturas, derrames, atentados, hurtos, fuerza mayor o caso fortuito. Pérdidas No Identificables: Pérdidas normales inherentes a la operación de Transporte que corresponden a contracciones volumétricas por efecto de la mezcla, escapes en los equipos, drenajes, evaporación y otras razones originadas en el manejo del oleoducto. Plan de Emergencia: Organización e integración de los recursos humanos, físicos y financieros con el fin de mitigar las consecuencias de una situación súbita que puede poner en peligro la estabilidad de un sistema. Prevención: Según el Decreto 1180 de 2003 – Título 1 – Artículo 1º: Actividades encaminadas a evitar los impactos y efectos negativos que pueda generar un proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente. Procedimiento: Forma especificada para llevar a cabo una actividad o un proceso.

Programa de Nominaciónes: Es la consolidación de las Nominaciónes individuales hechas por cada uno de los Remitentes. Programa de Transporte: Es la asignación final de volúmenes por cada uno de los Remitentes para un mes de operación del OGD elaborado por el Transportador, con base en el ciclo de nominación de Transporte. Especifica el uso de la capacidad efectiva. Propietario: Para los oleoductos de uso privado, conjunto de empresas explotadoras o refinadoras de petróleo y sus Afiliadas a quienes el Estado Colombiano les permite beneficiar el oleoducto. Plan de Transporte: Proyección de los volúmenes que se van a Transportar por el sistema y de la Capacidad Disponible en el mediano y largo plazo. Punto de Entrada: Corresponde a la válvula de entrada de la estación PF1, en el cual el Transportador asume la custodia del Crudo entregado por el Remitente en el Nodo de Entrada. Punto de Salida: Punto exacto del sistema de Transporte en el cual el Remitente toma el Crudo entregado por el Transportador en el Nodo de Salida y cesa la Custodia del Crudo por parte del Transportador. Se debe especificar en el Acuerdo de Transporte. Registro: Documento que presenta resultados obtenidos o que proporciona evidencia del cumplimiento de los registros establecidos. Remediación: Poner remedio al daño, repararlo. Corregir o enmendar una cosa. Remitente: Parte que contrata el servicio y suscribe un Acuerdo de Transporte con el OGD. Se entenderá que el Remitente actúa como dueño del Crudo a Transportar a menos que se especifique lo contrario. Entre los remitentes se encuentra la ANH. Restauración: Recuperación y adecuación morfológica y ecológica de un área afectada por actividades que hayan introducido modificaciones considerables al paisaje y efectos graves a los recursos naturales. Riesgo: Combinación de la probabilidad de que ocurra un suceso o exposición peligrosa y la severidad del daño o deterioro de la salud que puede causar el suceso de exposición. Sanción: Castigo administrativo que se obtiene al cometer una infracción. Tarifa de Transporte o Tarifa: Valor monetario único, por barril transportado en el trayecto definido en el Nodo de Entrada y el Nodo de Salida, que cobra el Transportador a todos los Remitentes en igualdad de condiciones y que es la base de la liquidación del impuesto de Transporte, acorde con lo previsto en los artículos 56 y 57 del Código de Petróleos y reglamentado en la resolución 124 386 de 2010 que determina la metodología tarifaria. Sobre esta tarifa aplicarán los sobrecargos, bonificaciones y descuentos de que tratan las condiciones monetarias. Tercero: Persona que tiene título de propiedad o tenencia de Crudo y que solicita a un Transportador la prestación del servicio por un oleoducto.

Transportador: Propietario del sistema de Transporte, o la persona que éste haya designado para representarlo o su cesionario, cuya actividad es la prestación del servicio. Trayecto: Parte del oleoducto, comprendida entre dos Estaciones del mismo. Tabla de Aforo: (También tabla de medición, de calibración) es una tabla que se realiza utilizando métodos reconocidos por la industria del petróleo y representa el volumen de un tanque a los diferentes niveles de líquidos. Tanque: Unidad de almacenamiento de productos, con características definidas. Volumen Bruto: Volumen de Crudo medido a las condiciones existentes de presión y temperatura. Volumen Bruto a 60,0ºF: Volumen bruto de Crudo corregido a condiciones estándar de temperatura de 60,0°F y presión de 14,7 libras por pulgada cuadrada absolutas (psia). Se expresa en barriles. Volumen Transportado: Volumen Bruto a 60,0°F correspondiente al volumen de Crudo a Transportar, entregado por el Remitente al Transportador en el Nodo de entrada. Valores Observados: Valores observados a temperaturas diferentes a la temperatura de referencia específica. Estos valores únicamente son leídos del hidrómetro o del densímetro automático y no son valores de densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API, a esa otra temperatura. Volumen Bruto Estándar (GSV): Es el Volumen Bruto Observado, corregido por el factor de corrección de volumen y temperatura. Volumen Bruto Observado (GOV): Es el Volumen de todo el líquido incluyendo sedimento y agua en suspensión excluida el agua libre. Volumen Neto Estándar (NSV): Es el Volumen Bruto Estándar menos el volumen de agua y sedimento. Volumen Total Observado (TOV): Es el Volumen Total medido, incluye sedimento y agua en suspensión más agua libre a la Temperatura Observada.

3. CAPÍTULO I – DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSPORTE DEL OGD.

3.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA

El Sistema de Transporte del OGD, es un Oleoducto de uso privado de propiedad de PACIFIC STRATUS ENERGY CORP, de 63.7 kilómetros de longitud, un diámetro de 10” pulgadas y una capacidad de Veinticinco

Mil Barriles Diarios (25.000 BPD).

El oleoducto se extiende a lo largo del municipio de Guaduas (Cundinamarca) con dirección noroccidente hasta la cuchilla del Río Magdalena, luego toma la dirección sur – norte siguiendo el curso del río y posteriormente después de cruzarlo toma nuevamente la dirección inicial; un pequeño tramo del oleoducto pasa por la vereda la Ovejera del municipio de Caparrapi y finalmente llega a la estación de recibo ubicada en el municipio de La Dorada (Caldas). A lo largo de la línea se encuentran ubicadas una serie de seis (6) válvulas, dispuestas en los kilómetros: 9+344, 21+400, 26+300, 40+323, 53+595 y 59+701; estas válvulas automatizadas que se cierran ante elevaciones o caídas de presión por fuera de los rangos normales de operación, son monitoreadas continuamente desde los centros de control ubicados en la estación de facilidades de PF-1 y en la estación de recibo de La Dorada. Adicionalmente el oleoducto cuenta con dos (2) válvulas cheque, dispuestas en los kilómetros 22+700 y 57+193.

Figura 1. Localización general del Oleoducto Guaduas Dorada

Figura 2. Localización general del Oleoducto Guaduas Dorada

3.2. COMPONENTES DEL SISTEMA

3.2.1. Trayecto PF2 – PF1.

El punto de inicio del Oleoducto está ubicado en la infraestructura de bombeo de transferencia desde la estación PF2, en la Hacienda Santa Cruz, localizada al margen norte de la vía Guaduas - Honda, en el Departamento Cundinamarca, que conduce hacia PF1. Este tramo del OGD tiene una longitud de 3.3 Kilómetros y un diámetro de 10” pulgadas.

3.2.2. Estación PF1.

La Estación PF1 está ubicada a seis (6) km del municipio de Guaduas por la vía que conduce al municipio de Guaduero. Tiene como objeto el rebombeo del Crudo proveniente de la Estación de PF2 y el Transporte del Volumen de Crudo proveniente de los pozos petroleros ubicados en los Bloques Dindal y Río Seco, hacia la estación de La Dorada. Cuenta con seis (6) Tanques de almacenamiento de 5.000 Barriles de capacidad: T- 201E, T-201F, T-201B, T-201A, T-201D y T-201C. Los Tanques que reciben y despachan

el producto de la estación PF2, son el T-201C, T-201E y T-201F, los Tanques T-201A y T-201B reciben y despachan la producción de los pozos del campo y el T-201D almacena

agua.

3.2.3. Trayecto PF1 – LA DORADA.

El Trayecto que conecta la Estación de la Dorada, tiene un longitud de 63.7 kilómetros y un diámetro de 10” pulgadas. Tiene un derecho superficial de vía de 10 metros y está enterrado mayoritariamente a una profundidad de 1,5 metros.

La línea cuenta con seis (6) válvulas de emergencia de shutdown antes de llegar a la

Estación de Dorada, que cuenta con una trampa para la recepción de raspadores, para

procesos periódicos de Limpieza. Está diseñado para transportar 25.000 BPD. El Trayecto

parte de los 1000 msnm en la Estación PF1 en el municipio de Guaduas y termina en los

200 msnm, en el municipio de La Dorada.

En su recorrido pasa por las siguientes cuencas pertenecientes a la vertiente occidental

del río Magdalena como son:

km Nombre

01+294 Cr Quebrada Cenicero

02+816 Cr Quebrada Cucharal

05+314 Cr Quebrada Cascajal

06+798 Cr Quebrada Honda

08+146 Cr Quebrada El Pital

08+300 Cr Quebrada El Pital

13+519 Cr Quebrada Agua Blanca

15+029 Cr Quebrada SantaBárbara

16+226 Cr Quebrada La Paz

26+105 Cr Quebrada Salada

28+395 Cruce Rio Seco

38+392 Cr caño

39+098 Cr caño

40+293 Cr Quebrada

53+291 Cr caño

56+500 Cr RIO MAGDALENA

61+436 Cr caño

Figura 2 Perfil del Oleoducto Guaduas- La Dorada – Con Ubicación de las Válvulas

A continuación se muestra en la tabla 1 las características de la tubería

Diámetro nominal | 10 pulgadas

Tipo de tubo | costura longitudinal

Grado | API 5L X60

Espesor nominal | 9.53 mm (principalmente) / 12.27 mm*

MAOP | 1,100 PSI (7.58 MPa)

Presión de Diseño | 1,900 PSI (13.10 MPa)

SMYS | 60,000 PSI (413 MPa)

SUTS | 75,000 PSI (517 MPa)

Radio mínimo de curvatura | > 20 D*

Longitud | 63.77 km

Año de construcción | 2001

Producto manejado | crudo

Tabla 1 características técnicas de la tubería.

Como cruces de vía y cuerpos de Agua, se definieron tres (3) zonas con pendiente fuerte, ubicados en los K15, 1<24 y 1<25 que se clasificaron como cruces tipo 1 y con una longitud de 582 metros. Los cruces fueron adecuadamente estudiados y protegidos de acuerdo a sus características particulares:

• Cruce de corrientes secundarias: Río Seco con una longitud de 65 metros.

• Cruce de corrientes menores tipo U cuya característica principal es llevar tubería Lastrada, con una longitud de 712 metros.

• Cruce de corrientes menores tipo 11 con una longitud de 973 metros.

• Cruce de vías secundarias con una longitud de 298 metros.

• Zonas angostas con una longitud de 60 metros.

• Bajos inundables con una longitud de 1.150 metros.

3.2.3.1. Los cruces de las tuberías por los cuerpos de agua se hacen de manera subfluvial, Destacándose el más importante el desarrollado por debajo del río Magdalena.

Para el control operacional del Oleoducto, se instalaron 6 válvulas de bloqueo tipo bola (Tabla 2), las cuales interrumpen al flujo de Crudo seccionando el Oleoducto en seis partes, en caso de presentarse algún tipo de contingencia.

Abscisa Tipo de válvula Operación K9 + 344 Bloqueo Automática K21+400 Bloqueo Automática

K26+300 Bloqueo Automática

K40 + 323 Bloqueo Automática K53 + 595 Bloqueo Automática K59 + 701 Bloqueo Automática

Tabla 2 Accesorios del Trayecto PF1-La Dorada

El Oleoducto hace tránsito general por áreas rurales, las cuales se encuentra unas mayormente pobladas que otras. En la tabla 3 se presenta una descripción de dichos poblamientos que se encuentran bordeando el derecho de vía del Oleoducto.

Descripción Tra mo (Km) Observaciones

Viviendas con

menos de 10

habitantes (Menor

Densidad)

Del K 1+795 all4+548 3 casas cercanas al derecho de vía. Se localizan a

Una distancia menor a 15 m. del derecho de vía.

Del k 24+483 al 29+486

Al k 25 una casa. Km 26 "El Acopio" 3 casas abajo del derecho de vía. Zona ganadera. Las viviendas se

Ubican a distancia mayor de 30 m. del derecho de vía.

Del K 60+936 al K 65+870 Dos casas. Zona ganadera. Ubicadas a distancia Mayor de 30m. del derecho de vía

Áreas habitadas entre 10 y lOO habitantes (Mayor

Densidad)

Del K 14+584 al K 24+483

Mayor Densidad de viviendas arriba y abajo del derecho de vía. Zona agrícola, se ubican a distacia entre los 15mts y una a los 30mts del derecho de Vía.

Del K 34+50 l al 60+936

Algunas casas sobre todo el derecho de vía, se observan zonas ganaderas y algunos cultivos a una distancia mayor a 30mts del corredor.

Tabla 3 Asentamientos cercanos al derecho de vía

3.2.4. Estación LA DORADA

La Estación de La Dorada (Figura 3) es la terminal del OGD y tiene por objetivo medir los Volúmenes que se reciben de la Estación de Guaduas PF-1 y la de regular la presión de inyección al Oleoducto del Alto Magdalena (OAM).

Figura. 3 Estación La Dorada

La primera área de la Estación regula la presión de los productos recibidos; y una segunda área comprende una zona de filtrado del Hidrocarburo, antes de su ingreso a la Unidad LACT. La Unidad LACT cuenta con tres brazos de medición, cada uno con medidor de desplazamiento positivo, los cuales se calibran con un probador bidireccional. Diariamente, a las 24:00 horas, la unidad genera el tiquete diario de las cantidades bombeadas. La Unidad LACT cuenta con un toma muestras automático y equipos anexos a los brazos de medición para medición de la densidad del producto y la cantidad de agua y sedimentos. Al final de la línea de entrega al OAM, la Estación dispone de una válvula de emergencia de shutdown. Los equipos que conforman la infraestructura de la Estación son los siguientes:

Tanque de almacenamiento de Crudo de 5.000 Barriles.

Tanque de sumidero.

Trampa de recibo de raspadores SKID TG – 501.

Sistema de reducción de presión y filtración SKID MS – 501.

Sistema de medición y transferencia de custodia (Unidad LACT y probador bidireccional SKIT MS-502).

Bombas centrifugas para cargas de carrotanques.

Separador API incluye: tanque de natas, skimmer, accesorios y válvulas.

Sistema eléctrico.

Generadores eléctricos.

Instrumentación y control.

Zona de oficinas.

Cercado total de la estación.

Patio de almacenamiento de tubería del Oleoducto.

Cunetas perimetrales.

Laboratorio de análisis de Crudo.

Caseta de celaduría.

4. CAPÍTULO II – SOLICITUD DE CONEXIÓN DE TERCEROS AL OGD.

Todo Tercero que quiera hacer una solicitud de Transporte deberá previamente suscribir un acuerdo o contrato de Transporte, según el procedimiento contenido en el siguiente flujograma.

FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

INICIO

Solicitud de conexión

El Tercero hace llegar su intención a PSE

de crear una nueva conexión en el OGD,

para el Transporte de sus Hidrocarburos.

Coordinador de Transporte

Gerente de Oleoducto y Terminales

Tercero

E-mail, llamada telefónica, fax,

etc.

Verificación de contrato con

OAM

Aprobado

si

no

Contrato con

si el OAM

no

1

PSE valida que el Tercero tenga un contrato

con el OAM, donde certifique que este

último está dispuesto a aumentar la

Capacidad Tansportada del Tercero durante

un tiempo que justifique la creación de la

nueva conexión.

El Tercero deberá celebrar un contrato con

el OAM para poder acceder a la

construcción de una nueva conexión en el

OGD.

Elaboración del

Acta de confidencialidad

A

A

Antes de liberar cualquier tipo de

información y como política interna de

PSE, se notifica al Tercero que es necesario

firmar un documento de confidencialidad.

El Tercero decide entonces aceptar o

rechazar la solicitud.



Tercero

Acta de confidencialidad

1

FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

Acepta

no

si

Entrega de las claves

de acceso al BTO y envío del

formato de solicitud

PSE entrega las claves de acceso al BTO

para que el Tercero pueda consultar toda la

información relacionada con el OGD.

PSE enviará al Tercero el formato que

captura toda la información necesaria para

identificar con plena claridad la solicitud de

Transporte del Tercero.



Tercero

Solicitud del Tercero

El Tercero llena el formato y lo devuelve a

PSE, indicando aspectos generales sobre

la(s) nueva(s) conexión(es).



Tercero

Formato de solicitud de servicio de

Transporte

Análisis de la solicitud

B

B

Aprobado

si

no

Puede

PSE evalúa si la solicitud contiene toda la

información requerida.

PSE aprueba o desaprueba la propuesta

presentada para construcción por sí misma

o por el Tercero.



FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

no corregirse

si

Contrapropuesta de

servicio de Transporte

Acepta

si

no

1

Si no se ajusta, PSE enviará una

contrapropuesta al Tercero.

El Tercero es notificado y si acepta,

generará una nueva solicitud de servicio de

Transporte.

Tercero

Contrapropuesta de servicio de

Transporte

Generación del

contrato de intención de conexión

PSE y el Tercero firman contrato de

intención de conexión al OGD

Comité de contratos

Tercero

Contrato de intención de

conexión

Plan del estudio de ingeniería

para la conexión

El Tercero remite a PSE el plan de estudio

de ingeniería que permitirá establecer los

detalles técnicos para la conexión al OGD

Tercero Plan de estudio de ingeniería

Ejecución e interventoría del

estudio de ingeniería

El Tercero ejecutará en campo los análisis

técnicos necesarios para establecer la

viabilidad de conexión al OGD. PSE por su

parte, realizará la interventoría del estudio.

Tercero

Comité técnico

Equipo interventor de PSE

Estudios de factibilidad

Análisis del estudio El Tercero evaluará viabilidad para la

conexión al OGD. PSE revisará los

Comité técnico


C

C

FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

de ingeniería

Aprueba

si

no

D

No Oportunidad de

mejora

si

Realiza correcciones

D

resultados y definirá la factibilidad de dicha

conexión.

El Tercero realiza las correcciones que

conduzcan a una nueva alternativa viable

para la conexión.

Tercero

D

Contrato de conexión

1

FIN

PSE y el Tercero firman el contrato de

conexión.

Comité de contratos

Contrato de conexión

1

5. CAPÍTULO III – PROCEDIMIENTO DE ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE TERCEROS PARA LA AMPLIACIÓN DE CAPACIDAD DEL OGD.

Todo Tercero que quiera hacer una solicitud de ampliación de capacidad del OGD, deberá previamente enviar una solicitud que se tramitará según el procedimiento contenido en el siguiente flujograma.

FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

INICIO

Solicitud de ampliación

El Tercero hace llegar su intención a PSE de

realizar una ampliación del OGD, para el aumentar la capacidad disponible.

Coordinador de Transporte Gerente de Oleoducto y Terminales

Tercero E-mail, llamada telefónica, fax, etc.

Verificación de contrato con

OAM

Aprobado si

no

Contrato con si el OAM

no

1

PSE valida que el Tercero tenga un contrato con

el OAM, donde certifique que este último está dispuesto a aumentar la capacidad transportada del Tercero durante un tiempo que justifique la ampliación del OGD. El Tercero deberá celebrar un contrato con el OAM para poder acceder a la ampliación del OGD.

Elaboración del Acta de confidencialidad

A

A

Antes de liberar cualquier tipo de información y como política interna de PSE, se notifica al

Tercero que es necesario firmar un documento donde se establezca la responsabilidad de conservar la confidencialidad de los datos enseñados.


Tercero Acta de confidencialidad

FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

1

Acepta no si

El Tercero decide entonces aceptar o rechazar la solicitud.

Entrega de las claves de acceso al BTO y envío del

formato de solicitud

PSE entrega las claves de acceso al BTO para

que el Tercero pueda consultar toda la información relacionada con el OGD. PSE enviará al Tercero el formato que captura

toda la información necesaria para identificar con plena claridad la solicitud de Transporte del Tercero.


Tercero

Solicitud del Tercero

El Tercero llena el formato y lo devuelve a PSE,

indicando aspectos generales sobre la(s) nueva(s) conexión(es).


Tercero

Formato de solicitud de servicio de Transporte

Análisis de la solicitud

B

B

Aprobado

PSE evalúa si la solicitud contiene toda la

información requerida. PSE aprueba o desaprueba la propuesta

presentada.


FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

si no

Puede

no corregirse si

Contrapropuesta de

servicio de Transporte

Acepta si

no

1

Si no se ajusta, PSE enviará una

contrapropuesta al Tercero. El Tercero es notificado y si acepta generará una nueva solicitud de servicio de Transporte.


Tercero

Contrapropuesta de servicio de Transporte

Generación del contrato de intención de conexión

C

PSE y el Tercero firman un contrato en el que

sus cláusulas definan los derechos y obligaciones a los cuales deben acogerse cuando el Tercero tenga la intención de ampliar el OGD.

Comité de contratos Tercero

Contrato de intención de conexión

C

Plan del estudio de ingeniería para la ampliación

El Tercero remite a PSE el plan para realizar el

estudio de ingeniería que permitirá establecer los detalles técnicos para la ampliación del OGD

Tercero

Plan de estudio de ingeniería

Ejecución e interventoría del

El Tercero ejecutará en campo los análisis técnicos necesarios para establecer la viabilidad

Tercero

FLUJOGRAMA

DESCRIPCIÓN

RESPONSABLE

REGISTRO (SALIDAS)

estudio de ingeniería

de ampliación del OGD. PSE por su parte,

realizará la interventoría durante todo el estudio. Comité técnico


Estudios de factibilidad

Análisis del estudio

de ingeniería

Aprueba si

no D

Oportunidad de

no mejora 1 si

Realiza correcciones

El Tercero establecerá la viabilidad para practicar la ampliación al OGD. PSE revisará los

resultados y definirá la factibilidad de dicha conexión. El Tercero realiza las correcciones que conduzcan a una nueva alternativa más viable para efectuar la ampliación.

Comité técnico Equipo interventor de PSE

Tercero

D

Contrato de ampliación

1

FIN

PSE y el Tercero firman el contrato de

ampliación.

Comité de contratos Tercero

Contrato de ampliación.

6. CAPÍTULO IV – PROCEDIMIENTO PARA LA ELABORACIÓN DEL PLAN DE TRANSPORTE.

El primer día hábil de cada mes de agosto o antes del mismo, cada uno de los Remitentes enviará a PSE la información sobre las proyecciones de volúmenes a ser nominados en cada mes, en barriles promedio día para el año siguiente; y los volúmenes anuales totales para cada año subsiguiente. Esta información deberá actualizarse trimestralmente. La Capacidad Disponible del ODG en el BTO corresponde a una estimación sujeta a las Nominaciónes recibidas de Terceros entre otros, pero esta razón no constituye para los Remitentes justificación para incumplir sus compromisos de Nominación de Volúmenes.

7. CAPÍTULO V – PROCEDIMIENTO PARA LA NOMINACIÓN Y COORDINACIÓN DE OPERACIONES DEL OGD.

7.1. NOMINACIÓN

El día 20 que corresponda a los dos meses anteriores al Mes de Operación, o Mes de Nominación cada uno de los Nominadores o Remitentes, comunicara a través de la herramienta dispuesta para este fin en el BTO, su Capacidad Nominada para el Mes de Operación y su Nominación tentativa para los cinco meses siguientes a dicho Mes de Operación. El Nominador podrá designar por escrito a un Tercero para que en su nombre realice sus Nominaciones. El día 25 de cada mes de nominación PSE, notificara a cada uno de los Remitentes y Terceros su correspondiente Capacidad Programada para el Mes de Operación la cual se hará con sujeción en las reglas de prelación y la Capacidad Programada de los Oleoductos OAM y ODC, de los cuales el OGD es aferente. En el caso de que la herramienta de Nominaciónes dispuesta en el BTO se encuentre deshabilitada, se realizará el procedimiento a través de los correos electrónicos que los Remitentes hayan designado.

7.2. CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DISPONIBLE

El cálculo de la Capacidad Disponible está determinado por la siguiente fórmula:

Donde: CD = Capacidad disponible CN = Capacidad nominal FS = Factor de servicio CPi = Capacidad del propietario i

CCj = Capacidad contratada del remitente j n = Total de propietarios m = Total de remitentes DP = Derecho de preferencia

7.3. PRIORIDADES OPERACIONALES

De acuerdo a la normatividad nacional vigente, se establece el siguiente orden de preferencia, que aplicará en las siguientes situaciones:

Cada vez que se realiza el proceso de Nominación;

En el caso de circunstancias de evento justificado, la Capacidad Efectiva disminuya por debajo de la establecida en el Programa de Transporte.

Si antes o durante el mes de operación un Remitente anuncia o se ve obligado a incumplir con su programa de Transporte, se reasignará el Volumen de Transporte.

El Transportador calculará los Volúmenes asignados de petróleo, conforme a los requisitos de calidad necesarios para el Transporte de la Mezcla1, a cada Remitente y Tercero de acuerdo con el siguiente orden de prioridad: Primera: Volumen de regalías del Gobierno Nacional, correspondiente a los contratos Dindal y Rio seco, transportados en aplicación del Derecho de Preferencia hasta por el veinte por ciento (20%) de la Capacidad Efectiva del OGD. Segunda: Volumen requerido por el Propietario. Tercera: Remitentes con Contratos de Transporte en los que se comprometa Volúmenes fijos de acuerdo a los requerimientos de calidad necesarios para el Transporte de Hidrocarburos. Cuarta: Terceros de acuerdo a los requerimientos de calidad necesarios para el Transporte de la mezcla. Quinta: Volumen de PSE, correspondiente a la Nominación restante, después del cierre normal del proceso de Nominación.

7.4. COORDINACIÓN DE OPERACIONES

El objetivo principal del OGD, Es el Transporte de Hidrocarburos en cumplimiento con los requisitos operacionales y de calidad del OAM. Las restricciones mínimas para parámetros de entrega en el OGD son: Viscosidad máxima del Crudo 250 cSt.

1Los Crudos transportados por el OGD, se mezclan según sus características individuales de calidad, para satisfacer los rangos de calidad operativamente aceptables del OGD, OAM Y ODC. De conformidad con lo anterior, el orden de prioridad de los Crudos no propios ni de regalías, está sujeto a la viabilidad operativa de las mezclas.

Gravedad API mínima de 21,5. BSW máximo 0,5 % SAL: 20 PTB

8. CAPÍTULO VI – SANCIONES POR INCUMPLIMIENTO DEL PLAN DE TRANSPORTE DEL OGD

8.1. RECHAZOS Y PENALIZACIONES

El Transportador se reserva el derecho de rechazar cualquier solicitud de Transporte que provenga de un Remitente que haya incumplido este Manual del Transportador, o las normas legales aplicables vigentes.

8.2. INCUMPLIMIENTOS DEL PROGRAMA DE TRANSPORTE.

Cuando el Transportador o algún Remitente incumplan los términos establecidos en el Programa de Transporte de este Manual sobre el programa de entregas y retiros, aplicarán los siguientes criterios:

Volumen entregado en exceso del 5%, deberá pagar el 110% de la tarifa de Transporte, con base en los volúmenes transportados.

Volumen entregado en defecto del 5% deberá pagar 110% de la tarifa de Transporte, con base en los barriles programados.

El Transportador se reserva el derecho de aplicar la multa en los casos en que se realice acuerdos previos, sin afectación de la Capacidad Programada.

8.3. SUSPENSIÓN DEL SERVICIO

El Transportador se reserva el derecho de suspender la prestación del servicio a cualquier Remitente por su reincidencia en el incumplimiento de este Manual, de conformidad las garantías establecidas en el manual de quejas y reclamos, los acuerdos contractuales correspondientes, y demás derechos que le asistan en la legislación nacional particular aplicable.

8.4. SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS

La suscripción, ejecución, suspensión, terminación y ejercicio de los derechos aquí previstos se regirán por las leyes vigentes de Colombia. Cualquier desacuerdo o controversia derivado de o relacionado con el presente Manual, se resolverá por medio de los siguientes criterios: OPCIÓN 1. De conformidad con la intervención contemplada en el Art. 23 de la Resolución 18 1258 de julio 14 de 2010, expedida por el Ministerio de Minas y Energía.

OPCIÓN 2. Si surgieren discrepancias o diferencias de cualquier índole entre las Partes en relación con el presente MANUAL que no pueda resolverse conforme al numeral anterior, éstas serán resueltas por un Tribunal de Arbitramento, que se sujetará a lo dispuesto por la ley colombiana, de acuerdo con las siguientes reglas: El tribunal estará integrado por tres (3) árbitros nombrados de común acuerdo entre las Partes. Si éstas no pudieren llegar a un acuerdo dentro de los quince (15) días siguientes al momento en que una de las Partes le haya pedido a la otra la convocatoria de Tribunal, los árbitros serán nombrados por la Cámara de Comercio de Bogotá. La organización interna del Tribunal se sujetará a las reglas previstas para el efecto por el Centro de Arbitraje y Conciliación de la Cámara de Comercio de Bogotá. El fallo del Tribunal será final y definitivo y en Derecho. El Tribunal sesionará en Bogotá, en el Centro de Arbitraje y Conciliación de la cámara de Comercio de Bogotá. Si alguno de los términos o condiciones del presente CONTRATO aparecieren en idiomas diferentes, prevalecerá la versión en español.

8.5. RESPONSABILIDAD E INDEMNIDAD

Las obligaciones del Transportador serán de medio y no de resultado. La debida diligencia excluye toda responsabilidad del Transportador por los resultados de las operaciones de Transporte de hidrocarburos y transferencia de custodia; y el Transportador responderá única y exclusivamente por la culpa leve o dolo en desarrollo de sus obligaciones. El Transportador reconocerá el daño emergente causado a un Remitente por causas imputables a aquél siempre que se encuentre debidamente probado y tasado y medie culpa leve o dolo. En ningún caso el Transportador será responsable por el lucro cesante, daños consecuenciales, pérdida de ganancia o daños indirectos del Remitente. El Transportador mantendrá indemne al Remitente única y exclusivamente cuando por culpa leve o dolo debidamente probados cualquier Tercero, incluida la Autoridad, inicie o presente cualquier acción, reclamación, demanda o proceso de cualquier tipo, de orden comercial, civil, penal, laboral o administrativo en contra el Remitente, y se haya producido una decisión definitiva contra el Remitente, donde resulte debidamente probada la culpa leve o el dolo del Transportador. En dicho caso, el Transportador reconocerá el daño emergente que sufra el Remitente por causas imputables a aquél siempre que se encuentre debidamente probado y tasado y medie culpa leve o dolo. En ningún caso el Transportador será responsable por el lucro cesante, daños consecuenciales, pérdida o ganancia o daños indirectos del Remitente, incluso si media culpa leve o dolo en el cumplimiento de sus obligaciones en este Reglamento. La gestión y seguimiento de las acciones, reclamaciones, procesos o procedimientos estarán a cargo del Remitente sin perjuicio de que las Partes, de mutuo acuerdo convengan cosa diferente.

8.6. PÓLIZA DE GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO

El Remitente se obliga a constituir a favor del Transportador a su propio costo y por su propia cuenta y riesgo, y a mantener vigentes durante la vigencia del servicio una garantía de cumplimiento expedida por una Entidad Bancaria o una Compañía de Seguros de primer nivel, legalmente establecida en Colombia y aprobada por el Transportador, para respaldar todas y cada una de las obligaciones que adquiera al momento de celebrar un contrato de Transporte con el Transportador. Esta póliza debe cubrir sanciones, interés por mora, perjuicios, compensaciones, liquidaciones, multas, daños, impuestos, tasas o contribuciones a cargo del Remitente, entre otras, a favor del Transportador. En caso de que el Remitente no constituya por lo menos una de las garantías, el transportador no estará obligado a aprobar las Nominaciones que el Remitente realice.

8.7. EXENCIONES POR FUERZA MAYOR Y/O CASO FORTUITO

La parte afectada por la fuerza mayor y/o caso fortuito, deberá notificar inmediatamente a la otra parte, anexando las pruebas de la ocurrencia de la fuerza mayor o caso fortuito. Las partes no serán responsables por falta de cumplimiento imperfecto de todos o cualquiera de sus obligaciones señaladas en este manual. Si dicha causa es consecuencia de eventos que constituyen fuerza mayor y/o caso fortuito debidamente comprobados, no se considerarán y dichos riesgos serán asumidos en forma personal y directa por PSE los siguientes:

Paros, huelgas o disturbios de la comunidad por negligencia de PSE.

Huelgas, paros laborales o disturbios laborales en general, por parte de funcionarios de PSE.

Cuando la circunstancia que determinó el caso fortuito o fuerza mayor continúe por más de treinta días (30) contados a partir de la recepción de la comunicación que notifica el evento, PSE podrá dar por terminado el negocio originado en el contrato que se encuentre en ejecución con efecto inmediato. En este caso, una vez PSE manifieste su decisión, se dará por finalizado el contrato, sin necesidad de declaraciones adicionales de ninguna de las partes y sin indemnización para ninguna de las partes, salvo el pago que el Remitente adeude a PSE por lo ejecutado hasta ese momento.

9. CAPÍTULO VII – PROCEDIMIENTO PARA LA MEDICIÓN DE CANTIDAD Y CALIDAD DE LOS CRUDOS TRANSPORTADOS POR EL OGD.

Las Transferencias de Custodia de hidrocarburos se realizarán en los puntos específicamente señalados en el sistema del OGD.

Las cantidades de hidrocarburos entregados o recibidos se determinarán preferiblemente por tiquetes de medición dinámica, y sistemas de Muestreo automático en línea, instalados y operados de conformidad con los requerimientos contenidos en los capítulos 4, 5, 6, 7, 8, 11 y 12 del Manual de Estándares de Medición de Petróleo del API (API MPMS); o por medidas de apertura y cierre de

Tanques de almacenamiento con ajustes por agua libre, de acuerdo con equipos y procedimientos contenidos en los capítulos 2, 3, 7, 8, 11 y 12 del Manual de Estándares de Medición de Petróleo del API (API MPMS).

Todas las cantidades resultantes de mediciones volumétricas se deberán expresar en Volumen Neto Estándar a condiciones de 60°F, y 14,7 psi de presión, y en su determinación se deberán observar además los criterios de precisión y confiabilídad contenidos en el capítulo 13 del Manual de Estándares de Medición de Petróleo del API (API MPMS) y/o el Manual de Medición de PSE.

Las mediciones de cantidad deberán ser realizadas por personal debidamente capacitado, con experiencia aceptable por los Remitentes, quienes podrán designar un representante o Inspector Independiente para atestiguar las mediciones y la realización de ensayos de calidad, tanto en el punto de recibo como en el punto de entrega.

Todas las operaciones de medición y Muestreo se llevarán a cabo utilizando los

procedimientos establecidos en el Manual de Medición de PSE.

La calidad de los hidrocarburos se determinará preferiblemente sobre muestras tomadas de sistemas de Muestreo automático, instalados y operados según los requerimientos contenidos en el capítulo 8.2 del Manual de Estándares de Medición de Petróleo (API MPMS), o la norma ASTM D-4177; o sobre muestras tomadas de los Tanques de almacenamiento de conformidad con el capítulo 8.1 del Manual de Estándares de Medición de Petróleo (API MPMS), o la norma ASTM D-4057.

Los ensayos a realizar sobre las muestras tomadas serán aquellos necesarios para la determinación de los parámetros de transferencia de custodia y Transporte: Viscosidad, Gravedad API, Contenido de Sal y Contenido de S&W.

Las transferencias de custodia de hidrocarburos, se llevarán a cabo de conformidad con los procedimientos establecidos en el capítulo 17 del Manual de Estándares de Medición de Petróleo del API (API MPMS); y aquellos contenidos en el Manual de Medición de PSE.

10. CAPÍTULO VIII – PROCEDIMIENTO PARA LA CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DEL OGD

10.1. INVENTARIO

Se debe llevar un Registro del inventario y estado de la Calibración de los equipos propios de la empresa, que se utilizan para las mediciones, para ello se ha establecido un formato que indica:

• Número de

equipo

• Tag interno

• Nombre del equipo

• Ubicación

• Fecha de adquisición

• Estado (Calibración)

• Fecha de última Calibración

• Fecha de próxima Calibración

• Registro de Calibración

• Persona a cargo

• Comentarios

Cada vez que se adquiera o retire algún elemento de medición o se realice una Calibración, se actualizará el formato y se dejará el Registro correspondiente para fácil consulta entre las dependencias de la empresa. Este formato permite tener una programación de las calibraciones que se deben realizar a los instrumentos de medición.

La información y documentación del Equipo de Medición, proveniente del fabricante u otro, se conservará adecuadamente para su consulta y podrá incluir, sin limitarse, a ello:

Catálogos Manual del fabricante Procedimientos de PSE para el mantenimiento, almacenamiento y

Calibración Curvas de Calibración Informes de acciones correctivas

1.1 PROCEDIMIENTO DE CALIBRACIÓN

La programación de la Calibración del Equipo de Medición se realiza con base en las Mejores Prácticas y en:

• Recomendaciones del manual del

fabricante

• Precisión requerida

• Frecuencia de uso del equipo

• Condiciones de uso

La Calibración de todos los equipos se realizará preferiblemente a través de un organismo de Calibración debidamente certificado, preferiblemente con ISO 9001 y 17020, que utilice las Mejores Prácticas nacionales o internacionales según el Equipo de Medición.

El Inspector deberá verificar periódicamente, según los plazos establecidos en las Mejores Prácticas, los equipos que tiene bajo su servicio para realizar sus mediciones, independiente, si el equipo se encuentra calibrado. Si existe alguno descalibrado, debe identificarlo con un aviso y reportarlo al personal Supervisor. Los dos en conjunto evaluarán si las mediciones realizadas anteriormente con este instrumento, afectaron los resultados de las inspecciones previas.

CAPÍTULO IX – ESPECIFICACIONES MÍNIMAS DE CALIDAD Y PROCEDIMIENTO PARA EL RECHAZO DE LOS CRUDOS QUE SE TRANSPORTAN POR EL OGD.

Las medidas de cantidad y calidad y el muestreo de los recibos y las entregas, se realizarán de acuerdo con las normas y métodos aceptados por la industria petrolera. Los Remitentes se deben acoger a los siguientes métodos para tales pruebas y a las especificaciones límites que muestra la Tabla 6:

1) La gravedad del petróleo se determina por el método de laboratorio ASTM D-1298/ D-287 (Gravedad API)

2) El contenido de agua y sedimento en el Crudo no podrá ser superior al 0,5% en volumen y su determinación se hará por el método ASTM D-4377 Agua en productos de petróleo y materiales bituminosos por Karl Fisher última revisión y el método ASTM D-473 Sedimento por extracción.

3) El contenido de sal no podrá ser mayor de 20 libras por cada mil barriles de Crudo y su determinación se hará por el método ASTM D-3230, Sales en Crudos (método electrométrico).

Los muestreos, lecturas de medidores (contadores y/o medidas de tanques) y temperaturas podrán ser presenciadas por representantes del Remitente y PSE.

TABLA DE CALIDADES

Gravedad API Método Aplicado

≥ 18° ASTM D-1298 o D-287

Contenido Agua y Sedimentos

(BSW) Método Aplicado

0 – 0,5% ASTM D-4377 + D – 473

Contenido de SAL (libras x cada

mil barriles) Método Aplicado

0 – 20 ASTM D-3230

Tabla 6. Especificaciones límites de calidad del OGD

11. CAPÍTULO X – COMPENSACIÓN VOLUMÉTRICA DE CALIDAD DEL OGD.

11.1. GENERALIDADES

Para cuantificar las variaciones de calidad de cada uno de los hidrocarburos de la mezcla transportada, el Transportador emplea un procedimiento de Compensación Volumétrica de Calidad (CVC), que asigna un valor a la(s) corriente(s) del Remitente, basado en la calidad individual del petróleo que aporta a la mezcla, de esta manera, los petróleos de menor valor comercial, ceden un ajuste en volumen que se utiliza para compensar la pérdida de valor de aquellos petróleos con un mayor valor comercial. Dependiendo de la calidad individual de los petróleos recibidos, el OGD utiliza indistintamente las metodologías de CVC de cortes por destilación y de regresión por API y azufre. La metodología de cortes por destilación, se basa en la separación del petróleo en sus distintas corrientes principales de productos y sus respectivas calidades, que surgen de procesos de destilación. Posteriormente, se determina el precio de cada uno de los componentes desagregados, para calcular el precio del petróleo, como equivalente a la sumatoria del precio de cada subproducto por su respectiva composición porcentual en volumen. La metodología de regresión por gravedad API y azufre, consiste en una interpolación de precios de referencia de varios petróleos cuyos parámetros de calidad, en gravedad API y azufre, sean relativamente similares a los del petróleo cuyo precio desea evaluarse; y con cuyos datos de precio - calidad, se elabora una canasta de petróleos, para propósitos de interpolación.

12. CAPÍTULO XI – BALANCE VOLUMÉTRICO DEL OGD

El balance volumétrico del sistema OGD, sigue la ecuación general de conservación de la materia, según los siguientes elementos:

Donde: PNITotal= Pérdidas No Identificadas Totales ETotal = Entregas Totales IITotal = Inventario Inicial Total Rc = Retiros de Crudo para uso como combustible DTotal = Despachos Totales RTotal = Retiros por solicitudes

IFTotal = Inventario Final Total PI = Pérdidas Identificables Cada una de las variables del balance volumétrico, se distribuyen por compañía de acuerdo con los siguientes criterios:

PNI Se distribuyen de acuerdo con la participación en dólares de las entregas por compañía del mes actual o mes a reportar.

PI Se distribuyen de acuerdo con la participación en dólares de las entregas por compañía del mes anterior.

II Corresponde a la distribución del inventario final reportado en el ejercicio de compensación anterior.

RC Se distribuye según el porcentaje de las entregas de los propietarios del ODG al segmento.

D

Cuando corresponden a una Estación ó Balance de un segmento, se distribuyen de acuerdo con los porcentajes de Crudo disponible por compañía, luego de descontar volúmenes remanentes.

R Se descuenta a la compañía que solicita el retiro de volumen.

IF En los balances volumétricos de las líneas corresponde a la distribución según el porcentaje de participación de propiedad de cada petróleo o remitente en el Sistema.

Este balance volumétrico se efectuará por el total de volúmenes recibidos y transportados y por el total de cada Remitente, a quienes también se les llevará un balance de actividad de volúmenes nominados contra entregas efectivas por cada período y por gestión acumulada, incluyendo sus resultados de CVC.

13. CAPÍTULO XII – PROCEDIMIENTO PARA LA ATENCIÓN DE RECLAMOS DE REMITENTES Y SOLICITUDES DE TERCEROS USUARIOS DEL OGD.

13.1. PROCEDIMIENTO DE COMUNICACIONES RECIBIDAS (FLUJOGRAMA)

FLUJOGRAMA DESCRIPCIÓN RESPONSABLE REGISTROS VERIFICACIÓN

CONTACTO DEL REMITENTE

Comunicación vía fax o telefónica o correo electrónico para realizar un reclamo, solicitud de pedido o requerimiento de información.

Remitente Mail, carta, o algún tipo de comunicación escrita

COMUNICACIÓN CON LA GERENCIA OLEODUCTOS

Atiende y realiza el Registro de la solicitud / reclamo / Pedido.

Supervisores OGD Analista de Contratos Coordinador de Movimiento de Crudos. Gerente de Oleoducto y Terminales

Pedido.

Registrar quejas y reclamos en el formato RC-OLEO-002 Quejas y reclamos

COMUNICADO RESPUESTA

Búsqueda de la respuesta dependiendo el caso y atiende la solicitud del Remitente. Se envía la respuesta

Supervisores OGD Analista de Contratos Coordinador Comercial Gerente de Oleoducto y Terminales

Comunicaciones

13.2. PROCEDIMIENTO DE COMUNICACIONES ENVIADAS (FLUJOGRAMA)

FLUJOGRAMA DESCRIPCIÓN RESPONSABLE REGISTROS VERIFICACIÓN

DEFINICIÓN INTERNA DE NOVEDADES DE POLÍTICAS Y TARIFAS. INFORMACIÓN DE CONTINGENCIAS

Supervisores OGD

CONTACTO Y COMUNICACIÓN CON EL REMITENTE

Comunica a los remitentes las nuevas

Supervisores OGD Analista de Contratos Coordinador de

Documento modificado, nominación, tarifas, medición liquidación,

políticas, lineamientos del servicio de descarga y Transporte de Crudos, contingencias.

Movimientos de Crudo Gerente de Oleoductos

facturación, pagos, perdidas, sobrantes, contingencias, comunicación

COMUNICADO RESPUESTA

Búsqueda de la respuesta dependiendo el caso y atiende la solicitud del Remitente. Se envía la respuesta.

Supervisores OGD Analista de Contratos Coordinador Comercial Gerente Comercial

Comunicaciones Solicitar o confirmar acuso de recibo del Remitente.

13.3. METODOLOGÍA PARA RECLAMACIONES POR CALIDAD Y CANTIDAD

El siguiente es el procedimiento de reclamaciones:

1. Las reclamaciones que haga el Remitente al Transportador, en relación con los faltantes, sobrantes o calidad del Crudo en los puntos de entrega y recibo, deberán ser respondidas por éste, en un término máximo de quince (15) días calendario, contados a partir de la fecha de recibo de la reclamación, a través del medio de comunicación establecido contractualmente.

2. Cualquier reclamación que requiera hacer el Remitente al Transportador deberá tramitarse a más tardar al sexto (6º) día hábil contado a partir de la fecha en que ocurrió el hecho generador de la reclamación. Las reclamaciones por fuera de este término se considerarán extemporáneas y por lo tanto no obligan al Transportador. (CONTRATO/FINANZAS).

3. En todo caso, las reclamaciones presentadas por el Remitente deberán estar

debidamente soportadas tanto técnica como documentalmente ante el Transportador, y deberán aportar, entre otros y según pertinencia, la siguiente información:

i) Calibración de sus tanques, ii) Certificados de calibración vigente de sus instrumentos de medición, iii) Procedimientos de verificación de sus cálculos de cantidades, iv) Certificación de competencias de su personal de medición, v) Certificación, pruebas ó acreditación de sus laboratorios, vi) Procedimientos de recibo y despacho, vii) Balances de las plantas de almacenamiento; y viii) En general, el cumplimiento de todas las condiciones técnicas y operativas que

garanticen el cumplimiento de las Mejores prácticas para la transferencia de custodia; y que sean comparables con aquellas condiciones establecidas para el propósito por el Transportador;

4. Toda discrepancia por cantidad se resolverá mediante los lineamientos del Capítulo

17.5 del Manual de Estándares de medición de Petróleos del API o API MPMS.

5. Toda discrepancia por calidad se resolverá mediante los lineamientos de la norma ASTM D-3244.

13.4. SATISFACCIÓN DEL REMITENTE

Las medidas que PSE tiene establecidas para la verificación de la satisfacción del remitente son los siguientes registros:

RC-OLEO-002 Quejas y reclamos en el cual se registra la información suministrada permanentemente por el remitente, esta información es analizada mensualmente para definir tendencias y tomar decisiones.

RC- OLEO-001 Encuesta de Satisfacción Encuesta para medir la satisfacción del remitente, anualmente se actualizará un formato para su realización. Se pretende realizar una encuesta anual, la cual se implementará en el momento que la Gerencia de Oleoductos y Terminales defina su pertinencia.

13.5. REGISTROS

RC-CIAL-001 Encuesta de Satisfacción RC-CIAL-002 Quejas y reclamos RC-CIAL-004 Registro del Remitente

14. CAPÍTULO XIII – PROCEDIMIENTO PARA LA COORDINACIÓN DE OPERACIONES, COMUNICACIONES Y ATENCIÓN DE EMERGENCIAS DEL OGD.

14.1. CONTACTOS

14.1.1. DIRECTORIO DE PARTICIPANTES DEL PLAN DE EMERGENCIA

Sistema telefónico PSE Líneas de extensión del conmutador Conmutador General: (1) 6283970 Fax directo Bogotá: (1) 6171845 Fax directo Guaduas: (1) 6283970 Ext. 148

14.1.2. DIRECTORIO DE ALGUNOS ORGANISMOS DE APOYO

14.1.2.1. HOSPITALES

Ciudad Nivel Dirección Teléfono Logística

Hospital San Juan de Dios de Honda

Nivel 2 Cll. 9 con Av. Centenario Honda

2514720 / 57 16 Urgencias: 2513100

32 auxiliares de enfermería 3 enfermeras jefe 4 médicos rurales 5 médicos generales de planta 45 camas 4 ambulancias

Hospital San José de Guaduas

Nivel 1 Cll. 4 No. 12-41 Guaduas

(1) 8466163/026/455

32 auxiliares de enfermería 5 jefes enfermeras 9 médicos de planta 2 médicos rurales 60 camas 3 ambulancias

14.1.2.2. COMITÉS LOCALES DE EMERGENCIA

Municipio Teléfono Dirección

Honda 2514363 / 3299 Cra. 12 No. 12-17 Palacio Municipal

Guaduas 8466033/100/033 Cll. 4 No. 1-88

14.1.2.3. ORGANISMOS DE APOYO

Entidad Municipio Teléfono Dirección

Bomberos voluntarios Honda (8) 2513080 Cel. 3105093479 Honda: 119

Dg. 14 No. 17-76 Alto San Juan de Dios

Extensión Dependencia

147 Recepción

281 Superintendencia

280 Seguridad

282 Facilidades

283 Producción PF1

291 HSE

294 Comunidades

221 Materiales

292 Obras civiles


Defensa civil Honda 2514943-2514728 Cll. 10 No. 10-10 Alto del Rosario

Cruz roja Honda 2510952 Cel. 3108694838

Cll. 9 No. 23-213

Defensa civil Guaduas 8466157/078 Cel. 3153153096

Edificio Murillo Toro

14.1.2.4. ENTIDADES GUBERNAMENTALES

Entidad Teléfono Dirección

Alcaldía Municipal de Honda Cra. 12 No. 12-17 Palacio Municipal

Tel. 2514353/3299 Fax. 2513500

Alcaldía Municipal de Guaduas Cll. 4 No. 1-88 8466033/100/033

14.1.2.5. ENTIDADES MILITARES Y POLICÍAS


Comando de policía Guaduas 8466063/112 Carrera 3 No. 1-33

Ejército Nacional Batallón Patriotas

Honda 2511654 Comando Batallón

Inspección Primera de Policía Honda 2513340 L-3 Avenida Soto Camero

Inspección Segunda Municipal de Policía

Honda 2513360 Calle 13 No. 11A-35

14.2. MANEJO DE EMERGENCIAS

Pacific Stratus Energy dispone permanentemente de funcionarios especializados, capacitados y organizados para una respuesta inmediata que permite la Prevención y el control de la Emergencia ocasionada por el fuego, de acuerdo con los lineamientos y requisitos de la norma NFPA 600. y también para atender emergencias por derrame de crudo.

Las brigadas cuentan con equipos de extinción de fuegos, salvamento, rescate, reacondicionamiento y primeros auxilios, adecuados para los panoramas de riesgo de las distintas dependencias y áreas de trabajo del OGD.

Adicionalmente, el Sistema de Gestión de la Seguridad y Salud en el Trabajo de PSE, que sigue los lineamientos de la norma OHSAS 18001:2007, contempla un Plan de respuesta médica, Procedimientos de emergencias en caso de derrames con puntos de control específicamente detallados con sus respectivos panoramas de riesgo, procedimientos a emplear durante las etapas identificables de la Emergencia, procedimientos de Limpieza de derrames e incendios de hidrocarburos planes de contingencia y sus procesos de evaluación , revisión, mantenimiento, optimización y retroalimentación.

Se cuenta para el control de derrame de crudo con equipos especializados para estas emergencias ubicados en la bodega de contingencias de la Estación PF1 en Guaduas y son:

Barreras flotantes tipo meco y baco, Skimer compuesto por unidad de tambor, unidad de discos y cepillo, Fastank de capacidad 2000 y 5000 galones, dos (2) motobombas spate 75 con sus mangueras de succión y descarga, una (1) motobomba lombardini de 3”, una (1) planta eléctricas, reflectores, planta estadio de iluminación, tela oleofilica, barreras absorbentes, manta rayas para recoger crudo, manila y lápices metálicos para anclar las barreras.

Para la atención de una emergencia ocasionada por el fuego se cuenta con los siguientes elementos: Fumigadoras de espalda, batefuegos, cuatro (4) unidad de autocontenido.

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