DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la prevención y el control integral de las emisiones de metano del Sector Hidrocarburos.
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice Estados Unidos Mexicanos.- Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.
CARLOS SALVADOR
DE REGULES RUIZ-FUNES, Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de Seguridad
Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, con
fundamento en el artículo Décimo Noveno Transitorio, segundo párrafo, del
Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía,
publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, y
en los artículos 1o., 2o., 3o., fracción XI, incisos a), b), c) y f), 4o., 5o.,
fracciones III, IV, VI, XXI, XXIII, y XXX, 6o., fracción I, inciso a) y II,
incisos g), h) y j), 27 y 31, fracciones II, IV y VIII, de la Ley de la Agencia
Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector
Hidrocarburos; 1o., 95 y 129 de la Ley de Hidrocarburos; 1o., 2o., 17 y 26 de
la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1o., y 4o., de la Ley
Federal de Procedimiento Administrativo; 5o., fracción XII, de la Ley General
del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente; 5o., tercer párrafo, del
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al
Ambiente en materia de Prevención y Control de la Contaminación de la
Atmósfera; 2o., segundo párrafo del Reglamento de la Ley General del Equilibrio
Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Registro de Emisiones y
Transferencia de Contaminantes; 1o., 2o., fracción XXXI, inciso d), y segundo
párrafo, 5o., fracción I, 41, 42, 43, fracción VIII, y 45 BIS, párrafo segundo,
del Reglamento Interior de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales
y 1o., 3o., fracciones I, V, VIII y XLVII, del Reglamento Interior de la
Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del
Sector Hidrocarburos, y
CONSIDERANDO
Que el 20 de diciembre de
2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Decreto por el que se
reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los
Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, en cuyo artículo Transitorio
Décimo Noveno se establece como mandato al Congreso
de la Unión realizar adecuaciones al marco jurídico para crear la Agencia
Nacional de Seguridad Industrial
y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, como órgano
administrativo desconcentrado de la Secretaría del ramo en materia de Medio
Ambiente, con autonomía técnica y de gestión; con atribuciones para regular y
supervisar, en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y
protección al medio ambiente, las Instalaciones y actividades del Sector
Hidrocarburos, incluyendo las actividades de desmantelamiento y abandono de
Instalaciones, así como el control integral de residuos.
Que el 11 de agosto de
2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de Hidrocarburos
cuyo artículo 95 establece que la industria del Sector Hidrocarburos es de
exclusiva jurisdicción federal, por lo que en consecuencia, únicamente el
Gobierno Federal puede dictar las disposiciones técnicas, reglamentarias y de
regulación en la materia, incluyendo aquéllas relacionadas con el desarrollo
sustentable, el equilibrio ecológico y la protección al medio ambiente en el
desarrollo de la referida industria.
Que de conformidad con lo
establecido en el artículo 129 de la Ley de Hidrocarburos, corresponde a la
Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del
Sector Hidrocarburos emitir la regulación y la normatividad aplicable en
materia de Seguridad Industrial y Seguridad Operativa, así como de protección
al medio ambiente en la industria de Hidrocarburos, a fin de promover,
aprovechar y desarrollar de manera sustentable las actividades de dicha
industria y aportar los elementos técnicos para el diseño y la definición de la
política pública en materia energética, de protección al medio ambiente y
recursos naturales.
Que el 11 de agosto de
2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de la Agencia
Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector
Hidrocarburos, en la cual se establece que ésta tiene por objeto la protección
de las personas, el medio ambiente y las Instalaciones del Sector
Hidrocarburos, por lo que cuenta con atribuciones para regular, supervisar y
sancionar en materia
de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente las
actividades del Sector.
Que el 31 de octubre de
2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Reglamento Interior
de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio
Ambiente del Sector Hidrocarburos en el que se detalla el conjunto de
facultades que debe ejercer esta Agencia, entre las que se encuentra, el
control integral de las emisiones a la atmósfera.
Que la necesidad
de prevenir y controlar emisiones a la atmósfera derivadas de las actividades
del Sector Hidrocarburos, entre ellas las de metano, obedece a la evidencia del
impacto adverso que éstas ocasionan en la salud humana, en el ambiente y en
otras actividades de las que depende el desarrollo nacional.
Que el metano es un hidrocarburo que
en condiciones de temperatura y presión estándar es un gas incoloro, inodoro e
inflamable. Como resultado de sus propiedades químicas, principalmente su
interacción con la radiación infrarroja o solar, tiene un potencial de
calentamiento global de 28 en un periodo de 100 años y contribuye en un 30% al
incremento de la temperatura media mundial.
Que, a través de la ratificación del
Acuerdo de París, México se comprometió a reducir sus emisiones de gases de
efecto invernadero para contribuir con el objetivo de mantener el aumento de la
temperatura media mundial por debajo de los 2°C y proseguir los esfuerzos para
limitar ese aumento a 1.5°C con respecto a los niveles preindustriales,
reconociendo que ello reduciría considerablemente los riesgos asociados y los
efectos del cambio climático.
Que el Inventario Nacional de Emisiones
de Gases y Compuestos de Efecto Invernadero correspondiente al año 2015
establece que las emisiones totales fueron de 682 MtCO2e, de las
cuales las correspondientes al sector petróleo y gas representan el 5.4% del
total (36.6 MtCO2e). De dichas emisiones, las de metano a nivel
nacional equivalen al 20.8% (142 MtCO2e), del cual el sector
petróleo y gas, excluyendo la destrucción, contribuye con el 14.8% (21.3 MtCO2e).
Que el 29 de junio de 2016, en la
Cumbre de Líderes de América del Norte celebrada en Ottawa, Canadá, los
Presidentes de México y Estados Unidos, así como el Primer Ministro de Canadá,
suscribieron la Declaración de Líderes de América del Norte sobre la Alianza
del clima, energía limpia y medio ambiente, donde se estipula la meta regional
de reducir las emisiones de metano del sector de petróleo y gas en un 40% a 45%
al año 2025, con miras a lograr las metas de sus contribuciones previstas y
determinadas a nivel nacional, y explorar oportunidades adicionales para la
reducción de metano, dicho objetivo se alcanzará mediante el desarrollo e
implementación de regulaciones federales que reduzcan las emisiones en
instalaciones del Sector Hidrocarburos.
Que la prevención y el control
integral de las emisiones de metano del Sector Hidrocarburos presentan además
un beneficio indirecto al reducir la formación de ozono troposférico, mismo que
se ha demostrado que en altas concentraciones tiene efectos adversos en la
salud y el ambiente.
Que la información disponible a nivel internacional y nacional ha demostrado
que, implementando mejoras operativas y tecnológicas disponibles, es factible
reducir las emisiones de metano en el Sector Hidrocarburos. En ese sentido, la
Agencia Internacional de Energía en la publicación Perspectiva Mundial de la
Energía 2017, concretamente en lo relativo al caso ambiental del gas natural,
reconoce que, aplicando las mejores prácticas internacionales, tales como las
que este instrumento regulatorio integra, es factible y posible que a nivel
mundial el sector reduzca las emisiones de metano hasta en un 75%.
Que para minimizar los efectos adversos que generan las emisiones de
metano del Sector Hidrocarburos y contribuir al cumplimiento de los compromisos
internacionales y regionales de nuestro país, resulta necesaria la expedición de
un instrumento regulatorio que permita contar con datos precisos por
Instalación, así como, con un mecanismo para dar seguimiento a la mejora
continua de éstas, que se traduce en la prevención
y control integral de las emisiones de metano del Sector Hidrocarburos.
Que con base en lo anterior, se
expiden las siguientes:
DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL QUE ESTABLECEN LOS LINEAMIENTOS PARA LA PREVENCIÓN Y EL CONTROL INTEGRAL DE LAS EMISIONES DE METANO DEL SECTOR HIDROCARBUROS
TÍTULO PRIMERO
Disposiciones Generales
Artículo 1o.
Las presentes Disposiciones tienen por objeto establecer las acciones y los
mecanismos que deberán adoptar los Regulados para la prevención y el control
integral de las emisiones de metano en el Sector Hidrocarburos.
Artículo 2o.
Las presentes Disposiciones son de observancia obligatoria en todo el
territorio nacional y las zonas sobre las que la Nación ejerce su soberanía y
jurisdicción, y resultan aplicables a las Instalaciones nuevas e Instalaciones
existentes de los Proyectos en las que se realicen las siguientes actividades
del Sector Hidrocarburos:
I. La exploración y extracción de hidrocarburos;
II. El tratamiento, refinación y almacenamiento del petróleo, y
III. El procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación, así como el transporte por ducto, almacenamiento y distribución de gas natural.
Artículo 3o.
Para efectos de la aplicación e interpretación de las presentes Disposiciones,
se estará a los conceptos y definiciones en singular o plural previstos en la
Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio
Ambiente del Sector Hidrocarburos, el Reglamento Interior de la Agencia
Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector
Hidrocarburos, la Ley de Hidrocarburos, su Reglamento, la Ley General del
Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, sus Reglamentos en materia de
Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera y de Registro de
Emisiones y Transferencia de Contaminantes, así como en las Disposiciones
Administrativas de Carácter General emitidas por la Agencia que sean
aplicables; así como a los términos abreviados y a las siguientes definiciones:
I. Año base: Año en que los Regulados realizan por primera vez, de conformidad con las presentes Disposiciones, la cuantificación de las emisiones de metano en las Instalaciones del Sector Hidrocarburos, y que servirá de referencia para comparar las emisiones de años subsecuentes.
II. Combustión: Proceso químico de oxidación entre un combustible y un comburente que produce la generación de energía acompañada por la emisión de gases de combustión y partículas sólidas.
III. Componente: Válvulas, tuberías, conexiones, bridas, drenajes, empaques, instrumentos, escotillas, ventanillas, medidores, juntas de compresores, entre otros, que forman parte de un equipo, susceptibles de tener emisiones de hidrocarburos en fase gaseosa.
IV. Destrucción: Quema o incineración del gas natural que no puede ser conservado o aprovechado para efectos de las presentes Disposiciones.
V. Detección y Reparación de Fugas: Mejor práctica operativa diseñada para identificar equipos, incluyendo sus componentes, así como las operaciones en pozos en las que se presenten o puedan presentarse fugas que deban ser reparadas en un periodo determinado con objeto de reducir y controlar las emisiones de metano.
VI. Fuga: Liberación repentina o escape accidental por pérdida de contención, de una sustancia en estado líquido o gaseoso.
VII. Inspección técnica de riesgo: Actividad que sitúa al personal del Regulado en peligro para llevar a cabo la revisión y verificación de equipos, tales como actividades en altura, espacios confinados, equipos energizados, entre otros.
VIII. Instalación: El conjunto de estructuras, plantas industriales, equipos, circuitos de tuberías de proceso y servicios auxiliares, así como sistemas instrumentados, dispuestos para un proceso productivo o comercial específicos, incluyendo, entre otros, pozos para la exploración y extracción de hidrocarburos, plataformas, plantas de almacenamiento, refinación y procesamiento de hidrocarburos en tierra y en mar, plantas de compresión y descompresión de hidrocarburos, sistemas de transporte y distribución en cualquier modalidad, así como estaciones de expendio al público.
IX. Mejora continua: Proceso recurrente que tiene como resultado una mejora en el desempeño de las actividades del sector hidrocarburos que se refleje en la prevención y el control integral de las emisiones de metano.
X. PPCIEM: Programa para la Prevención y el Control Integral de las Emisiones de Metano del Sector Hidrocarburos.
XI. Proyecto: Actividad del sector hidrocarburos que se desarrolla o se pretende desarrollar en una o varias Instalaciones o a través de éstas y que se encuentra vinculada a una asignación, contrato o permiso, y asociada a:
a) Un plan o programa, ya sea provisional, de exploración, de evaluación o de desarrollo para la extracción, aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos;
b) Un permiso otorgado por la Comisión Reguladora de Energía, y/o
c) Un título de asignación o permiso otorgado por la Secretaría de Energía, que comprende todas sus etapas de desarrollo.
XII. Sistema de recuperación de vapores (SRV): Conjunto de accesorios, tuberías, conexiones y equipos diseñados para controlar, recuperar, almacenar y/o procesar las emisiones de vapores a la atmósfera.
XIII. Venteo de Hidrocarburos: Emisión deliberada y controlada de gases y vapores a la atmósfera, para mantener la seguridad operativa en las actividades del Sector Hidrocarburos.
Artículo 4o.
Corresponde a la Agencia la interpretación para efectos administrativos de las
presentes Disposiciones y sus anexos.
Artículo 5o.
La información que los Regulados presenten a la Agencia en razón de las
presentes Disposiciones, será considerada como información pública, salvo en
los supuestos previstos por la legislación en materia de transparencia, acceso
a la información pública y datos personales. Toda reserva o clasificación
seguirá los procedimientos previstos en dicha normatividad.
Artículo 6o.
Las presentes Disposiciones se emiten y serán aplicadas bajo el principio y el
entendido de que, en materia de protección al medio ambiente, a los Regulados
que realicen actividades del Sector Hidrocarburos corresponde la responsabilidad
directa y objetiva derivada del riesgo creado por las obras o actividades que
desarrollen y, en consecuencia, responderán ante la Agencia por las acciones
necesarias para evitar y prevenir daños ambientales derivados de esos Riesgos,
así como de contenerlos, caracterizarlos y remediarlos con oportunidad bajo sus
propios procesos y en cumplimiento de las medidas correctivas que sean
aplicables, de acuerdo con la legislación y normatividad vigente en el ámbito
administrativo competencia de la Agencia.
Lo anterior, con total independencia
de cualquier otro reclamo por daños o responsabilidades civiles,
administrativas o penales que sean exigibles en términos de la legislación y
los procedimientos que sean aplicables en cada caso.
Artículo 7o.
Los Regulados deberán presentar la información solicitada en las presentes
Disposiciones, en los medios físicos, magnéticos o electrónicos que para tal
efecto establezca la Agencia.
TÍTULO SEGUNDO
Del Diagnóstico y del
Programa para la Prevención y el Control Integral de las
Emisiones de Metano del Sector Hidrocarburos
CAPÍTULO I
Aspectos Generales
Artículo 8o. Los Regulados deberán implementar las acciones que les
resulten aplicables del Título Tercero, o bien acciones equivalentes o
superiores, en los equipos, incluyendo sus Componentes, así como en las
operaciones en pozos, que integren cada Instalación de los Proyectos donde se
lleven a cabo las actividades del Sector Hidrocarburos asociadas al contrato,
asignación o permiso con que cuenten.
Los Regulados deberán
llevar a cabo el programa de Detección y Reparación de Fugas en todas las
Instalaciones nuevas y existentes de los Proyectos, con excepción de lo
dispuesto por el artículo 71, segundo párrafo.
Artículo 9o. En términos de las presentes Disposiciones, se consideran Instalaciones
nuevas de los Proyectos, las que se construyan con posterioridad a la entrada
en vigor de las presentes Disposiciones, excepto aquellas consideradas como
existentes en términos del segundo párrafo del presente artículo.
Asimismo, se consideran
Instalaciones existentes de los Proyectos las que, previo a la entrada en vigor
de las presentes Disposiciones hayan sido construidas; así como aquellas para
las que, sin haber sido construidas aún, los Regulados cuenten con un permiso
otorgado por la Secretaría de Energía o la Comisión Reguladora de Energía,
según corresponda, y, tratándose de las actividades de exploración y
extracción, un plan o programa aprobado por la Comisión Nacional de
Hidrocarburos.
Artículo 10. Los Regulados que cuenten con Instalaciones nuevas de los
Proyectos deberán incorporar, desde la etapa de diseño, lo previsto en el
Título Tercero de las presentes Disposiciones según resulte aplicable de
conformidad con la actividad a desarrollar o bien, acciones equivalentes o
superiores que serán descritas en la justificación técnica pormenorizada que
será integrada como anexo a su PPCIEM, el cual será dictaminado por un Tercero
Autorizado. Lo anterior, sin perjuicio del cumplimiento de los aspectos de
diseño establecidos en la normatividad vigente y aplicable.
CAPÍTULO II
Del Diagnóstico
Artículo 11.
Los Regulados deberán elaborar un diagnóstico de las emisiones de metano que se
presenten en los equipos, incluyendo sus Componentes, así como en las
operaciones en pozos, de las Instalaciones de los Proyectos en donde se lleven
a cabo las actividades objeto de las presentes Disposiciones, el cual deberá
abarcar:
I. La identificación de las emisiones de metano;
II. La clasificación de las emisiones de metano, y
III. La cuantificación de las emisiones de metano.
Artículo 12.
Los Regulados deberán elaborar el diagnóstico de las emisiones de conformidad
con lo establecido en el Anexo II.
SECCIÓN I
De la Identificación y
la Clasificación de las Emisiones
Artículo 13. Los Regulados deberán identificar las fuentes o posibles fuentes
de emisiones de metano en sus Instalaciones de los Proyectos. Para tal efecto,
deberán identificar los equipos, incluyendo sus Componentes, así como las
operaciones en pozos que se listan a continuación:
I. Equipos.
a) Bombas neumáticas;
b) Compresores;
c) Controles neumáticos;
d) Deshidratadores de glicol;
e) Ductos;
f) Equipos de Destrucción, y
g) Tanques.
II. Operaciones en pozos.
a) Pruebas de pozos de petróleo de gas asociado;
b) Producción de gas asociado en pozos de petróleo;
c) Pruebas de pozos de gas no asociado;
d) Producción de gas no asociado en pozos;
e) Terminación de pozos de hidrocarburos;
f) Descarga de líquidos en pozos exploratorios;
g) Descarga de líquidos en pozos de extracción, y
h) Otras operaciones en pozos, diferentes de las aludidas en los incisos a) a g), que presenten emisiones de metano.
III. Fugas ocasionadas por acciones no programadas.
Artículo 14. A
partir de la identificación de las fuentes o posibles fuentes de emisiones de
metano a las que hace referencia el artículo 13, los Regulados deberán clasificar las emisiones conforme a los tipos que se
listan a continuación:
I. Provenientes de equipos de Destrucción;
II. Fugas en operaciones en pozos, equipos y Componentes, y
III. Venteo de Hidrocarburos.
Artículo 15.
Para efecto de llevar a cabo la identificación establecida en el artículo 13,
los Regulados deberán considerar los equipos, así como sus Componentes que
serán integrados a la operación de las Instalaciones del Proyecto, durante el
año en que se haya llevado a cabo el diagnóstico, y que al momento de la
identificación se encontraban en proceso de adquisición, fuera de operación y/o
por el incremento de la capacidad de la Instalación del Proyecto.
Artículo 16.
Los Regulados deberán conservar en su Instalación del Proyecto, para los fines
que establezca la Agencia y por un periodo de cinco años, la información de
respaldo que hayan utilizado para identificar las fuentes o posibles fuentes de
emisiones de metano en sus Instalaciones de los Proyectos, en equipos,
incluyendo sus Componentes, así como en las operaciones en pozos, tales como
planos, diagramas de proceso, entre otros.
SECCIÓN II
De la Cuantificación de
las Emisiones del Año base
Artículo 17.
Los Regulados deberán observar, conforme a las mejores prácticas
internacionales, los siguientes principios al realizar la cuantificación de las
emisiones de metano:
I. Cobertura: La inclusión de todas las emisiones asociadas a los equipos, incluyendo sus Componentes, así como en las operaciones en pozos, en las Instalaciones de los Proyectos de los Regulados;
II. Consistencia: El empleo de metodologías que permitan dar seguimiento y comparar las emisiones a través del tiempo y cuando proceda, transparentar y justificar los cambios en la metodología de cuantificación;
III. Relevancia: La identificación y cuantificación de las emisiones en los equipos, incluyendo sus Componentes, así como en las operaciones en pozos, en las Instalaciones de los Proyectos de los Regulados, y
IV. Transparencia: Divulgar la documentación relevante de la información correspondiente a la cuantificación de emisiones, las metodologías y las fuentes de éstas, siempre que no se comprometa el secreto comercial.
Artículo 18.
Los Regulados cuantificarán las emisiones de metano que se generen o presenten
anualmente en los equipos, incluyendo sus Componentes, así como en las
operaciones en pozos. Dicha cuantificación podrá obtenerse aplicando cálculos,
mediciones o una combinación de ambos y en todos los casos deberán justificar
técnicamente la elección de la metodología aplicada.
Cuando la metodología de
cuantificación utilizada se realice con base en cálculos, ésta podrá ser,
entre otras:
I. Balance de materia;
II. Modelos matemáticos;
III. Cálculos de ingeniería;
IV. Factores de emisión de los equipos, establecidos por el fabricante;
V. Factores de emisión establecidos por el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés);
VI. “AP-42: Compilación de Factores de Emisión de Contaminantes al Aire”, de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América, o aquella que la modifique o sustituya, y
VII. Factores de emisión para el país o específicos para los equipos y/o Componentes.
Los Regulados deberán seleccionar la
metodología de cuantificación que responda a la situación de análisis.
Los datos que se utilicen para
realizar los cálculos deberán ser:
a) Los correspondientes al plazo de realización del diagnóstico.
b) Los históricos con una antigüedad igual o menor a cinco años considerando doce meses continuos de cuantificación.
De no contar con lo
establecido en los incisos a) o b), los Regulados deberán llevar a cabo la
medición directa de las emisiones en equipos, incluyendo sus Componentes, así
como en las operaciones en pozos, en la Instalación durante el plazo de
realización del diagnóstico.
Cuando la metodología de
cuantificación utilizada se base en la medición, ésta podrá ser medición
directa o monitoreo, la cual será:
a) Continua, y/o
b) Periódica.
La cuantificación de las emisiones se
expresará en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas métricas (t).
Artículo 19.
El total de las emisiones de metano cuantificadas de conformidad con lo
establecido en esta sección, serán denominadas emisiones del Año base y se
reportarán en el PPCIEM, así mismo servirán como referencia para la comparación
y evaluación de la mejora continua de la prevención y el control integral de
dichas emisiones para los años subsecuentes.
Las emisiones de metano cuantificadas en las operaciones en pozos
aludidas en el artículo 13, fracción II, incisos a), c), e) y f), no formarán
parte del Año base y deberán reportarse, en el PPCIEM y en el reporte anual de
cumplimiento del PPCIEM, de forma independiente a las emisiones de otras actividades
que se lleven a cabo dentro de la misma Instalación del Proyecto.
Artículo 20. Una vez que hayan alcanzado la meta integral
de reducción establecida en el PPCIEM, los Regulados podrán cambiar la
metodología utilizada para llevar a cabo la cuantificación de emisiones de
metano, debiendo justificar técnicamente que con la nueva metodología se tendrá
mayor precisión en la cuantificación de las emisiones y que ésta cumple con los
principios a los que hace referencia el artículo 17 de las presentes Disposiciones.
La justificación técnica del cambio de metodología utilizada
para llevar a cabo la cuantificación de emisiones de metano a la que alude el
párrafo anterior se anexará al reporte anual de cumplimiento del PPCIEM, y
junto con éste será dictaminado por un Tercero Autorizado.
Artículo 21. Los Regulados deberán conservar
para los fines que establezca la Agencia y por un periodo de cinco años, la
información de los equipos, incluyendo sus Componentes, así como en las
operaciones en pozos, que generen o presenten emisiones de metano, así como
aquella información de respaldo que hayan utilizado para la clasificación y
cuantificación de las mismas.
CAPÍTULO III
Del Programa para la Prevención y el Control
Integral de las Emisiones
de Metano del Sector Hidrocarburos
Artículo 22. En el caso de Instalaciones nuevas de los
Proyectos, los Regulados deberán elaborar un PPCIEM por Instalación asociada al
permiso con que cuenten para llevar a cabo las actividades objeto de las
presentes Disposiciones.
El PPCIEM se deberá elaborar utilizando los formatos contenidos en los
Anexos II y III de las presentes Disposiciones, según corresponda.
Artículo 23. Los Regulados que cuenten con Instalaciones
existentes de los Proyectos deberán elaborar un PPCIEM por cada Instalación del
Proyecto asociada al permiso con que cuenten para llevar a cabo las actividades
del Sector Hidrocarburos objeto de las presentes Disposiciones.
El PPCIEM se deberá elaborar utilizando los formatos contenidos en los
Anexos I a III, según corresponda, de las presentes Disposiciones.
Artículo 24. Tratándose de áreas contractuales o de
asignación, para llevar a cabo las actividades de exploración y extracción de
hidrocarburos, los Regulados deberán elaborar e integrar en un solo PPCIEM
todas las Instalaciones nuevas y existentes de los Proyectos utilizando los
formatos contenidos en los Anexos II y III o bien los Anexos I a III,
respectivamente.
Artículo 25. Una vez realizado el diagnóstico, los
Regulados que cuenten con Instalaciones nuevas de los Proyectos deberán
mantener el volumen de emisiones del Año base en los años subsecuentes.
Artículo 26. Los Regulados que cuenten con Instalaciones
existentes de los Proyectos deberán establecer una meta integral de reducción
de emisiones de metano técnicamente viable, con respecto al Año base, de
conformidad con lo establecido en el Título Tercero de las presentes
Disposiciones.
El cumplimiento de esta meta integral de reducción deberá alcanzarse en
un plazo no mayor a seis años calendario a partir de la entrega del PPCIEM a la
Agencia.
Artículo 27. Los Regulados que cuenten con Instalaciones
existentes de los Proyectos deberán establecer, de acuerdo con las
características de las mismas, una meta integral de reducción de emisiones de
metano. Para tal efecto, anexarán al PPCIEM una justificación técnica
pormenorizada que, junto con éste, sea dictaminado por un Tercero Autorizado.
La justificación técnica pormenorizada contendrá lo siguiente:
I. Las acciones de prevención y control de emisiones de metano que ya fueron implementadas y el volumen de reducción que éstas representaron, en su caso;
II. Las acciones de prevención y control establecidas en el Título Tercero que no podrán ser implementadas por cuestiones técnicas, exceptuando el programa de Detección y Reparación de Fugas;
III. Las acciones de prevención y control contenidas en el Título Tercero de las presentes Disposiciones que se implementarán, de acuerdo con la actividad que desarrollen o, en su caso, acciones equivalentes o superiores a las establecidas, y
IV. El porcentaje estimado de reducción de emisiones de metano con respecto al Año base, que resultará de la implementación de las acciones previstas en la fracción III del presente artículo. Dicho porcentaje significará la meta integral de reducción de conformidad con lo establecido en el artículo 26.
Artículo 28.
Los Regulados deberán integrar un grupo multidisciplinario para la elaboración,
gestión y manejo del PPCIEM que reúna las siguientes competencias:
I. Conocimiento y experiencia en las Instalaciones de los Proyectos y sus procesos operativos;
II. Conocimiento y experiencia en la identificación y cuantificación en materia de emisiones;
III. Conocimiento y experiencia en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente, y
IV. Experiencia en las operaciones y procesos relacionados con el desarrollo y contenido del PPCIEM.
Los Regulados deberán
conservar por un periodo de cinco años, la documentación que avale las
competencias de los integrantes del grupo multidisciplinario para los fines que
la Agencia establezca.
El grupo
multidisciplinario designará a un responsable técnico para la validación de la
información contenida en el PPCIEM. Una vez elaborado éste, los Regulados
deberán llevar a cabo las acciones tendientes a la totalidad de la
implementación del mismo.
Artículo 29.
Los Regulados deberán incorporar al PPCIEM la información correspondiente a las
acciones de prevención y control integral a implementar establecidas en el
Título Tercero de las presentes Disposiciones, o en su caso, acciones
equivalentes o superiores a éstas.
Artículo 30. Los
Regulados deberán elaborar e integrar el PPCIEM en los siguientes plazos:
I. Para las Instalaciones nuevas de los Proyectos durante los primeros doce meses posteriores a su inicio de operaciones, y
II. Para las Instalaciones existentes de los Proyectos dentro de los doce meses posteriores a la entrada en vigor de las presentes Disposiciones, o durante los primeros doce meses posteriores a su inicio de operaciones tratándose de aquellas que aún no han sido construidas.
Artículo 31. Los Regulados deberán entregar a la Agencia, un PPCIEM de
conformidad con lo dispuesto por los artículos 22, 23 y 24 de las presentes
Disposiciones, dentro de los tres meses posteriores a su elaboración e
integración, acompañado del Dictamen emitido por el Tercero Autorizado por la
Agencia.
El PPCIEM deberá ser presentado a la Agencia por los medios físicos, magnéticos
o electrónicos que para tal efecto establezca.
TÍTULO TERCERO
De las Acciones de Prevención
y Control Integral de las Emisiones
CAPÍTULO I
De los Sistemas de
Recuperación de Vapores
Artículo 32.
Los Regulados deberán contar con SRV de acuerdo con las características de sus
Instalaciones del Proyecto y procesos.
Artículo 33.
Los Regulados deberán adaptar SRV, mecánico o no mecánico, a sus equipos, así
como durante las operaciones en pozos, de conformidad con lo establecido en las
presentes Disposiciones.
Artículo 34.
El SRV deberá controlar las emisiones de metano en por lo menos un 95% y dirigirlas
a un sistema de transferencia, autoconsumo o conservación de conformidad con la
normatividad vigente y aplicable, o bien a un sistema de procesamiento, de
transporte, o de distribución. Cuando no sea posible aplicar las opciones
anteriores, el SRV deberá dirigir las emisiones a un sistema de Destrucción.
Artículo 35.
El SRV deberá tener la capacidad suficiente para recuperar las emisiones de las
operaciones y/o equipos que se encuentren conectados a dicho sistema y, en su
caso, aquellos que pudieran integrarse a la operación.
Artículo 36.
Los Regulados deberán asegurarse que, cuando el SRV no se encuentre en
operación, las emisiones sean dirigidas a un sistema de Destrucción de
conformidad con lo establecido en el Capítulo X del presente Título.
Artículo 37.
Los Regulados deberán contar con válvulas de paso en sus sistemas de venteo
cerrado, las cuales deberán instalarse en una posición que garantice que no
puedan ser manipuladas. Las válvulas de paso deberán tener, en el punto de
entrada, indicadores de flujo y alarmas, que alerten la emisión de gases y
vapores a la atmósfera. Las alarmas deberán ser reconocibles visible y
auditivamente y adicionalmente, deberán emitir una señal remota al centro de
control de la Instalación del Proyecto.
Artículo 38. Los Regulados deberán realizar a los
SRV y sus Componentes, inspecciones técnicas de acuerdo con lo establecido por
el fabricante, con el propósito de comprobar su correcto funcionamiento. En
caso de detectar fallas, se deberán reparar dentro de los quince días naturales
posteriores a su detección o previo al siguiente paro programado.
Artículo 39. El mantenimiento que los Regulados
den al SRV deberá llevarse a cabo de conformidad con las recomendaciones del
fabricante, así como lo establecido en las mejores prácticas. Durante el
mantenimiento se deberá efectuar el registro de las actividades a través de una
bitácora que deberá contener como mínimo la siguiente información:
I. Nombre del responsable de llevar a cabo el mantenimiento;
II. Identificación del equipo o equipos en el que se encuentra instalado el SRV;
III. Fecha y hora de inicio del mantenimiento;
IV. Fecha y hora de conclusión del mantenimiento;
V. Descripción de hallazgos;
VI. Indicar si se aplicó una mejor práctica para evitar el Venteo de Hidrocarburos y volumen de vapores controlados, y
VII. En caso de no aplicarse una mejor práctica para evitar el Venteo de Hidrocarburos, indicar el volumen de vapores no controlados durante el mantenimiento.
Los Regulados deberán conservar durante un periodo de cinco años, la
bitácora en la Instalación del Proyecto y exhibirla a la Agencia cuando ésta lo
requiera.
Artículo 40. Los Regulados deberán incluir los SRV
en el programa de Detección y Reparación de Fugas.
CAPÍTULO II
De las Bombas Neumáticas
Artículo 41. Durante la fase de diseño de
Instalaciones nuevas de los Proyectos del Sector Hidrocarburos, los Regulados
deberán seleccionar bombas neumáticas accionadas por aire comprimido o bombas
eléctricas incluyendo las fotovoltaicas.
Artículo 42. Los Regulados que cuenten con bombas
neumáticas accionadas por gas natural en Instalaciones existentes de los
Proyectos del Sector Hidrocarburos, deberán adoptar una o más de las siguientes
mejores prácticas, que permitan controlar las emisiones:
I. Redirigir el gas natural a SRV que lo conduzca a otro proceso;
II. Redirigir el gas natural a un sistema de Combustión de baja presión;
III. Redirigir el gas natural a un sistema de Destrucción de conformidad con lo establecido en el Capítulo X;
IV. Sustituir las bombas neumáticas por aquellas que sean accionadas con electricidad, incluyendo fotovoltaicas, y
V. Sustituir el gas natural por aire comprimido.
De los Compresores
Artículo 43. Durante la fase de diseño de
Instalaciones nuevas de los Proyectos del Sector Hidrocarburos, los Regulados
deberán seleccionar compresores centrífugos que utilicen sellos secos.
Asimismo, cuando determinen el uso de compresores reciprocantes herméticos,
éstos deberán estar conectados al SRV.
Artículo 44. Los Regulados que cuenten con
Instalaciones existentes de los Proyectos que tengan compresores centrífugos
con sellos húmedos, deberán implementar una o más de las siguientes mejores
prácticas:
I. Redirigir las emisiones durante la desgasificación de los sellos húmedos a un SRV, y
II. Reemplazar los sellos húmedos por sellos secos.
Artículo 45. Los Regulados que cuenten con
Instalaciones existentes de los Proyectos que tengan compresores reciprocantes,
deberán implementar una o más de las siguientes mejores prácticas:
I. Reemplazar los empaques del vástago del compresor;
II. Ajustar y alinear las piezas de la empaquetadura del vástago, y
III. Capturar las emisiones y dirigirlas a SRV.
Artículo 46.
Los Regulados deberán capturar el gas proveniente de las purgas de los
compresores y conducirlo para ser aprovechado mediante transferencia,
autoconsumo o conservación, de conformidad con la normatividad vigente y
aplicable. De no ser factible su aprovechamiento, deberá ser enviado a un
sistema
de Destrucción.
CAPÍTULO IV
De los Controladores
Neumáticos
Artículo 47.
Durante la fase de diseño de Instalaciones nuevas de los Proyectos del Sector
Hidrocarburos, los Regulados que seleccionen controladores neumáticos deberán
incluir una o más de las siguientes prácticas:
I. Incorporar el uso de aire comprimido sustituyendo el uso de gas natural, y
II. Seleccionar controladores que sean accionados con electricidad, incluyendo los fotovoltaicos, solenoides y los motores servo.
Artículo 48.
Los Regulados que cuenten con Instalaciones existentes de los Proyectos que
tengan controladores neumáticos accionados con gas natural, de acuerdo con las
características de las Instalaciones y procesos de las actividades del Sector
Hidrocarburos que desarrollen, deberán implementar una o más de las siguientes
mejores prácticas:
I. Sustituir el uso de gas natural por aire
comprimido;
II. Reemplazar controladores neumáticos por
mecánicos, y
III. Sustituir los controladores neumáticos por
aquellos que sean accionados con electricidad, entre ellos los fotovoltaicos,
solenoides y los motores servo.
Artículo 49.
Al momento de llevar a cabo el programa de Detección y Reparación de Fugas, los
Regulados deberán comprobar, por medio de un instrumento OGI (Optical Gas Imaging por sus siglas en
inglés) u homólogo, la hermeticidad de los controladores neumáticos de venteo
intermitente cuando no se encuentren en uso.
CAPÍTULO V
De los Deshidratadores
Artículo 50.
Durante la fase de diseño de Instalaciones nuevas de los Proyectos del Sector
Hidrocarburos, los Regulados deberán seleccionar deshidratadores desecantes.
Artículo 51.
Los Regulados que cuenten con Instalaciones existentes de los Proyectos que
tengan deshidratadores de glicol, deberán controlar las emisiones de metano a
la atmósfera, incluyendo las provenientes de los equipos asociados a su
operación.
A efecto de llevar a cabo dicho
control, los Regulados deberán implementar una o más de las siguientes mejores
prácticas:
I. Optimización de la circulación del glicol;
II. Uso de bombas eléctricas;
III. Reemplazo por deshidratadores desecantes;
IV. Instalación de tanques separadores de líquido;
V. Conectar la unidad de regeneración de glicol a SRV;
VI. Redirigir el gas del escape a Destrucción, y
VII. Otras reconocidas por las mejores prácticas internacionales.
CAPÍTULO VI
De los Ductos de
Transporte y Distribución
Artículo 52.
Durante la fase de diseño de Instalaciones nuevas de los Proyectos donde se
lleven a cabo las actividades de transporte por ducto y distribución de gas
natural, los Regulados deberán incorporar las provisiones necesarias a efecto
de prevenir y controlar las emisiones a la atmósfera, tales como la instalación
de válvulas de seccionamiento, de corte, de relevo de presión (según aplique),
y empaquetaduras en válvulas, conexiones y accesorios, entre otros.
Artículo 53.
Los Regulados que cuenten con sistemas de transporte por ductos y distribución
de gas natural, deberán implementar las medidas necesarias de control cuando éstos
sean sometidos a mantenimiento y/o reparación programada, a efecto de que el
volumen del gas venteado a la atmósfera sea igual o menor al 5%.
Artículo 54.
En Instalaciones existentes de los Proyectos, para prevenir y controlar las
emisiones de metano que se presentan por venteo de emergencia en el sistema de
transporte por ducto y distribución, los Regulados deberán instalar válvulas de
corte que mantengan un cierre hermético.
Artículo 55.
Los Regulados deberán mantener la hermeticidad de las válvulas de corte, de
conformidad con lo establecido en las normas nacionales y/o internacionales aplicables
y vigentes, y a falta de éstas a las recomendaciones y especificaciones del
fabricante.
Artículo 56. Los
Regulados que lleven a cabo reparaciones mayores en las cuales sea necesario
cortar una sección del ducto, deberán minimizar las emisiones de metano
mediante el uso de compresores en línea o portátiles de conformidad con lo
establecido en el Capítulo III del presente Título.
Artículo 57. Los
Regulados que realicen las actividades de transporte por medio de ductos y
distribución de gas natural, deberán adoptar una o más de las siguientes
mejores prácticas:
I. Corrida de diablos para realizar el purgado en el mantenimiento de ductos;
II. Uso de hot taps para las conexiones de ductos en servicio;
III. Inyectar el gas purgado en ductos con menor presión o en el sistema de gas combustible durante el mantenimiento o reparación;
IV. Reparar defectos en ductos de distribución sin Fuga (corrosión externa, picaduras, grietas, abolladuras, entre otros), mediante materiales compuestos;
V. Insertar revestimientos flexibles;
VI. Disminuir la presión de ductos previo al mantenimiento, y
VII. Envío de gases desplazados a Destrucción.
CAPÍTULO VII
De los Separadores y
Tanques
Artículo 58.
Durante la fase de diseño de Instalaciones nuevas de los Proyectos, que incluyan
separadores, tanques de estabilización y/o de almacenamiento y sus Componentes,
cuyas emisiones de metano anuales se estimen iguales o mayores a 10 t por
Instalación del Proyecto, los Regulados deberán incorporar el uso de SRV para
controlar las emisiones provenientes de los equipos mencionados, de acuerdo con
las características de las Instalaciones y procesos de las actividades del
Sector Hidrocarburos que desarrollen.
Artículo 59.
Los Regulados con Instalaciones existentes de los Proyectos que cuenten con
separadores, tanques de estabilización y/o de almacenamiento y sus Componentes,
cuyas emisiones de metano anuales sean iguales o mayores a 10 t por Instalación
deberán controlar sus emisiones mediante el uso de SRV, de acuerdo con las
características de las Instalaciones de los Proyectos y procesos de las
actividades del Sector Hidrocarburos que desarrollen.
Cuando las emisiones de metano en los
separadores, tanques de estabilización y/o de almacenamiento y sus Componentes,
sean menores a 10 t anuales por Instalación del Proyecto, podrán optar por
incorporar SRV.
Artículo 60. Los Regulados deberán contar con tanques cuyos techos se conecten
a un sistema de venteo cerrado. Los techos de los tanques y todas sus aberturas
deberán formar una barrera impermeable sobre la superficie.
Cada abertura del techo
deberá permanecer cerrada, asegurada y sellada excepto cuando se requiera
introducir o extraer hidrocarburos, nivelar la presión al interior del tanque,
inspeccionar el hidrocarburo, inspeccionar, reparar o dar mantenimiento. En
estos casos se deberá purgar el sistema y el gas del tanque al sistema de
venteo cerrado o al SRV, de conformidad con la normatividad vigente y
aplicable.
Artículo 61.
Los Regulados deberán cerciorarse que la escotilla de monitoreo del tanque de
almacenamiento permanezca cerrada cuando no se esté realizando alguna de las
actividades mencionadas en el segundo párrafo del artículo 60. El material del
sello de la escotilla de monitoreo deberá ser compatible con las
características del hidrocarburo almacenado y con las condiciones ambientales
que prevalezcan en el sitio de almacenamiento.
Artículo 62. Los Regulados deberán llevar a cabo inspecciones técnicas
mensuales a los techos de los tanques para cerciorarse que funcionan correctamente
y, de encontrarse algún defecto en los mismos o en sus aberturas, deberán ser
reparados de conformidad con lo establecido en el artículo 76.
Artículo 63.
Los Regulados deberán asegurar que, en los puntos de entrada al tanque, los
Componentes eviten las emisiones por Fuga.
CAPÍTULO VIII
De las Operaciones de
Estimulación y Terminación de Pozos
Artículo 64.
Los Regulados que lleven a cabo la estimulación, el fracturamiento y/o
refracturamiento hidráulico de pozos, deberán incorporar las provisiones necesarias
a efecto de que las emisiones de metano, incluyendo las provenientes de los
tanques para fluidos de retorno, se dirijan a SRV, o en su caso, implementar
otras mejores prácticas operativas y tecnológicas de recolección de vapores y
de control que permitan una reducción de emisiones de metano equivalente.
Artículo 65.
Los Regulados deberán reducir las emisiones de metano provenientes de la
terminación de pozos, utilizando para ello, equipo portátil para la separación
de fases que responda a las condiciones y flujo del pozo.
El gas recuperado deberá ser enviado a
SRV o, en su caso, dirigirlo a un sistema de Destrucción.
CAPÍTULO IX
De la Descarga de
Líquidos en Pozos para la Extracción de Hidrocarburos
Artículo 66.
Los Regulados deberán emplear uno o más de los siguientes métodos, previo a la
descarga de líquidos con el objeto de minimizar las emisiones de metano a la
atmósfera:
I. Sarta de velocidad;
II. Barras espumantes;
III. Émbolo viajero;
IV. Bombeo de superficie, y
V. Bombeo de fondo de pozo.
La descarga manual podrá ser empleada
cuando se demuestre que resulta técnicamente inviable el empleo de los métodos
mencionados en el presente artículo. En este caso los Regulados deberán
permanecer durante el mantenimiento del pozo y la descarga de líquidos para
minimizar el venteo
a la atmósfera.
CAPÍTULO X
De la Destrucción
Artículo 67.
Los Regulados que realicen las actividades que comprende la fracción I, del
artículo 2o., de las presentes Disposiciones, deberán incorporar equipos de
Destrucción cuya eficiencia sea igual o mayor a 90%; mientras que, para las
actividades comprendidas en las fracciones II y III del citado artículo, los
Regulados deberán incorporar equipos de Destrucción cuya eficiencia sea igual o
mayor a 98%.
Artículo 68.
Los Regulados deberán privilegiar las acciones de aprovechamiento sobre las
de Destrucción.
Artículo 69.
Los Regulados deberán emplear equipos de Destrucción que cuenten con un sistema
de redundancia y de encendido automático.
Artículo 70.
Los Regulados deberán establecer las acciones necesarias a fin de evitar las
siguientes situaciones:
I. Que los equipos de Destrucción presenten tres fallas del mismo Componente en un período de un año, y
II. Que los equipos de Destrucción tengan una capacidad insuficiente con relación a las condiciones de producción.
CAPÍTULO XI
Del Programa de Detección y Reparación de
Fugas
Artículo 71. Los Regulados que lleven a cabo las
actividades del Sector Hidrocarburos objeto de las presentes Disposiciones y de
conformidad con lo establecido en los artículos 22, 23 y 24 deberán elaborar un
programa de Detección y Reparación de Fugas para cada Instalación del Proyecto
que será implementado cada tres meses a todos los equipos y sus Componentes,
identificados como fuentes o posibles fuentes de emisiones de metano.
Tratándose de los Regulados que realicen las actividades de transporte
por ducto y distribución de gas natural, deberán aplicar lo dispuesto en
materia de monitoreo, detección y clasificación de Fugas, según corresponda, de
conformidad con lo dispuesto por la Norma Oficial Mexicana NOM-007-ASEA-2016,
Transporte de gas natural, etano y gas asociado al carbón mineral por medio de
ductos, y la Norma Oficial Mexicana NOM-003-ASEA-2016, Distribución de gas
natural y gas licuado de petróleo por ductos, según corresponda o aquellas que
las modifiquen o sustituyan.
Artículo 72. Los Regulados deberán iniciar la
implementación del programa de Detección y Reparación de Fugas a partir de la
entrega del PPCIEM a la Agencia.
Artículo 73. Los Regulados deberán detectar las Fugas de
metano en sus Instalaciones de los Proyectos utilizando instrumentos OGI o
bien, otro instrumento homólogo (excluyendo el uso de instrumentos de detección
de fotoionización) calibrado para metano, que tenga un rango de detección igual
o superior y que sea reconocido internacionalmente. El empleo de los
instrumentos deberá realizarse atendiendo a las recomendaciones del fabricante.
Los instrumentos que los Regulados utilicen deberán detectar gases en
concentraciones iguales o mayores a 500 ppm y, en el caso de instrumentos OGI,
se deberá verificar que muestren imágenes de gases con partes iguales de metano
y propano en concentraciones de 10,000 ppm de hidrocarburos en un caudal igual
o menor a 60 g/h de hidrocarburos de un orificio de 6.35 mm.
El uso de los instrumentos se complementará con la inspección técnica,
visual y olfativa, pudiendo auxiliarse del uso de drones, robots, vehículos,
escaneos de área, cámaras infrarrojas estacionarias, entre otros.
Artículo 74. Los Regulados deberán estimar el volumen de
metano proveniente de las Fugas detectadas utilizando una metodología
internacionalmente reconocida, que se rija bajo los principios de oxidación
catalítica, absorción infrarroja, ionización de flama, entre otros, tal como el
Método de Referencia 21 de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados
Unidos de América. La estimación deberá realizarse como máximo 24 h después de
haberse detectado, salvo que implique una Inspección técnica de riesgo; en cuyo
caso, la estimación de la Fuga se llevará a cabo dentro de los quince días
naturales posteriores a su detección.
Artículo 75. Los Regulados deberán elaborar el programa de
Detección y Reparación de Fugas de conformidad con lo dispuesto por el Anexo
III de las presentes Disposiciones.
Artículo 76. Los Regulados deberán considerar los umbrales
para llevar a cabo la reparación de Fugas en los plazos máximos indicados en la
Tabla 1.
Tabla 1. Plazo para llevar a cabo la
reparación de Fugas
|
Umbral de emisión |
Plazo máximo |
|
500–9 999 ppm |
15 días naturales |
|
10 000–49 999 ppm |
3 días naturales |
|
50 000 ppm o mayor |
24 h |
|
Casos particulares |
Plazo máximo |
|
Equipos y/o Componentes que impliquen una Inspección técnica de
riesgo. |
Siguiente paro programado o 15 meses después de detectada, lo que
ocurra primero. |
|
Equipos y/o Componentes críticos de proceso. |
Siguiente paro programado o 15 meses después de detectada, lo que
ocurra primero. |
Artículo 77. Una vez reparada la Fuga, los Regulados
deberán comprobar que la reparación fue exitosa, mediante una inspección
técnica y una estimación de las emisiones, de acuerdo con los plazos máximos
establecidos en la Tabla 2. En caso de que las Fugas persistan, los Regulados
deberán llevar a cabo acciones adicionales para que éstas sean atendidas.
Tabla 2. Plazo para
llevar a cabo la comprobación de la reparación exitosa de Fugas
|
Umbral de emisión |
Plazo máximo |
|
500–9 999 ppm |
15 días naturales |
|
10 000–49 999 ppm |
15 días naturales |
|
50 000 ppm o mayor |
15 días naturales |
|
Casos particulares |
Plazo máximo |
|
Equipos y/o Componentes que impliquen una Inspección
técnica de riesgo. |
5 días naturales |
|
Equipos y/o Componentes críticos de proceso. |
5 días naturales |
Se entenderá que una Fuga fue reparada
exitosamente cuando el instrumento de detección seleccionado no muestre
emisiones visibles o bien, cuando la concentración estimada sea menor a 500
ppm.
Artículo 78. Los
Regulados deberán identificar el equipo y/o Componente que presente Fuga,
indicando con una etiqueta la fecha de detección y una vez estimado el flujo
volumétrico de la Fuga. La etiqueta sólo podrá ser removida cuando se haya
reparado exitosamente la Fuga.
Artículo 79.
Cuando la Fuga se detecte en un equipo y/o Componente crítico o bien que
implique una Inspección técnica de riesgo, los Regulados deberán reducirla en
la medida de lo posible y la reparación deberá llevarse a cabo según lo
establecido en la Tabla 1. En este caso, los Regulados deberán comprobar que la
reparación fue exitosa según lo establecido en la Tabla 2.
Artículo 80.
Cuando los equipos y/o Componentes no puedan ser reparados y/o sustituidos en
el tiempo requerido debido a la carencia de éstos, los Regulados deberán llevar
a cabo las acciones orientadas a reducir la Fuga, conservando la información
que compruebe la solicitud del suministro de los mismos, la fecha estimada de
su recepción y asentarlo en el registro de las acciones implementadas del
programa de Detección y Reparación de Fugas. En este caso, la reparación de la
Fuga deberá llevarse a cabo como máximo diez días naturales posteriores a la
recepción del nuevo equipo y/o Componente.
Una vez realizada la reparación de las
Fugas en los equipos y/o Componentes, los Regulados deberán llevar a cabo las
inspecciones técnicas y estimaciones necesarias dentro de los cinco días
naturales posteriores a la reparación de las mismas, para comprobar que fueron
reparadas exitosamente.
Artículo 81.
Los Regulados deberán reemplazar por equipos y/o Componentes nuevos aquellos
que no puedan ser reparados dentro de los seis meses posteriores a la detección
de las Fugas y quince meses para el caso de equipos y/o Componentes que impliquen
una Inspección técnica de riesgo o aquellos críticos
de proceso.
Artículo 82.
Los Regulados deberán atender las recomendaciones del fabricante para los
equipos y/o Componentes que integran la Instalación del Proyecto a efecto de
controlar las emisiones.
Artículo 83.
Los Regulados deberán registrar las acciones implementadas del programa de
Detección y Reparación de Fugas, utilizando el formato contenido en el Anexo V
de las presentes Disposiciones. Dicha información deberá ser conservada por un
período de cinco años y presentarlo a la Agencia cuando ésta así lo requiera.
Artículo 84.
Los Regulados deberán elaborar de manera trimestral el informe del programa de
Detección y Reparación de Fugas que corresponda, utilizando el formato
contenido en el Anexo IV de las presentes Disposiciones. Estos informes serán
entregados a la Agencia como parte del reporte anual de cumplimiento del
PPCIEM.
Artículo 85.
Los Regulados deberán conservar por un periodo de cinco años y tener disponible
en sus Instalaciones de los Proyectos, en formato físico, magnético o
electrónico los documentos originales correspondientes a cada inspección
técnica trimestral que lleven a cabo, así como de la cuantificación de las
emisiones, para cuando dicha información sea requerida por la Agencia.
CAPÍTULO XII
De los Equipos y/o
Componentes fuera del PPCIEM
Artículo 86.
Los Regulados que incorporen equipos y/o Componentes nuevos que no estén
considerados en el PPCIEM, deberán incorporar lo
previsto en el Título Tercero de las presentes Disposiciones para Instalaciones
nuevas de los Proyectos, según resulte aplicable de conformidad con la
actividad a desarrollar o bien, acciones equivalentes o superiores que serán
descritas en la justificación técnica pormenorizada que será integrada como anexo
a su reporte anual de cumplimiento del PPCIEM.
Artículo 87.
Los Regulados deberán realizar para dichos equipos y/o Componentes un
diagnóstico de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo II del Título
Segundo de las presentes Disposiciones.
Artículo 88.
Los Regulados deberán incluir a los equipos y/o Componentes fuera del PPCIEM
como parte del programa de Detección y Reparación de Fugas identificados como
fuentes o posibles fuentes de emisiones de metano, de conformidad con lo
dispuesto por el artículo 71 de las presentes Disposiciones.
TÍTULO CUARTO
DE LA MEJORA CONTINUA
CAPÍTULO I
De las Metas
Artículo 89.
Anualmente los Regulados deberán establecer, por Instalación del Proyecto, las
metas para dar cumplimiento al PPCIEM en las que se definan las acciones,
tiempos y porcentajes estimados de reducción de emisiones de metano para los
equipos y/o Componentes, así como para las operaciones en pozos, incluyéndolas
en el reporte anual de cumplimiento del PPCIEM.
Artículo 90.
Los Regulados que cuenten con Instalaciones existentes de los Proyectos y hayan
alcanzado la meta integral de reducción a la que hacen referencia los artículos
26 y 27, deberán establecer las acciones anuales tendientes a mantener el
volumen de emisiones alcanzado con dicha meta.
Los Regulados que hayan alcanzado la
meta integral de reducción, pero que en años posteriores incrementen sus
emisiones de metano deberán establecer las acciones para reducirlas a la meta
establecida e implementarlas en el año calendario subsecuente.
Artículo 91.
Los Regulados que cuenten con Instalaciones nuevas de los Proyectos deberán
establecer las acciones tendientes a mantener el volumen de emisiones
establecido en el diagnóstico para sus equipos, incluyendo sus Componentes, así
como para las operaciones en pozos.
Los Regulados que incrementen las
emisiones de metano cuantificadas en el Año base, deberán establecer e
implementar acciones de prevención y control en el año calendario subsecuente,
para reducirlas al nivel determinado en el diagnóstico.
CAPÍTULO II
De la Evaluación Interna
Artículo 92.
Los Regulados deberán efectuar evaluaciones de la implementación del PPCIEM por
lo menos una vez al año, en las cuales se determinará el avance de las metas y
acciones contenidas en el mismo. Dicha evaluación deberá ser realizada por el
grupo multidisciplinario al que hace referencia el artículo 28 de las presentes
Disposiciones, y estará conformada, como mínimo, con la siguiente información:
I. Las acciones realizadas;
II. Las acciones no realizadas y/o pendientes, justificando las razones de tal situación;
III. El porcentaje de avance de las metas y acciones;
IV. Las recomendaciones que se emitan a efecto de llevar a cabo las acciones no realizadas y/o pendientes;
V. Cronograma para dar atención a las recomendaciones, y
VI. El seguimiento de las recomendaciones correspondientes a las evaluaciones anteriores, incluyendo fecha de atención y, en su caso, justificación de aquellas que no fueron atendidas.
CAPÍTULO III
Del Reporte Anual de Cumplimiento
Artículo 93. Los Regulados deberán elaborar por
Instalación del Proyecto el reporte anual de cumplimiento del PPCIEM de
conformidad con lo siguiente:
I. Anexo VI para Instalaciones nuevas de los Proyectos, y
II. Anexo VII para Instalaciones existentes de los Proyectos.
Artículo 94. Para efecto del reporte anual de cumplimiento
del PPCIEM, los Regulados deberán realizar la cuantificación de las emisiones
de metano de conformidad con lo establecido en la Sección II, del Capítulo
Segundo, del Título Segundo de las presentes Disposiciones.
Artículo 95. Los Regulados
deberán entregar a la Agencia, el reporte anual de cumplimiento del PPCIEM,
acompañado por el Dictamen emitido por el Tercero Autorizado, por los medios
físicos, magnéticos o electrónicos que para tal efecto establezca la Agencia. Éste
deberá ser entregado en el primer trimestre de cada año calendario y de forma
anexa al Informe de Desempeño en materia de Seguridad Industrial, Seguridad
Operativa y Protección al medio ambiente, previsto en la fracción XVI del Anexo
V de las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los
Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los
Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y
Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector
Hidrocarburos que se indican o aquella que la modifique o sustituya.
Tratándose de Regulados que a la fecha de entrega del reporte anual de
cumplimiento correspondiente al primer año calendario de implementación del
PPCIEM, tengan seis meses o menos de implementación, podrán entregar en un solo
reporte lo correspondiente al primer y segundo años calendario de
implementación, de acuerdo con lo establecido en el párrafo anterior.
Artículo 96. Una vez entregado el PPCIEM, los Regulados contarán con un plazo no
mayor a seis años calendario, para dar cumplimiento a la meta integral de
reducción a la que hacen referencia los artículos 26 y 27 de las presentes
Disposiciones. En años subsecuentes, los Regulados establecerán e implementarán
las acciones de prevención y control con el fin de mantener el volumen de
emisiones; o bien, aquellas que les permitan continuar reduciendo emisiones de
metano.
TRANSITORIOS
PRIMERO.- Las presentes Disposiciones entrarán en vigor
al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
SEGUNDO.- Los Regulados que cuenten con una
autorización del Sistema de Administración emitida por la Agencia, que
comprenda un grupo de Instalaciones nuevas y/o existentes de distintos
Proyectos, donde se llevan a cabo actividades del Sector Hidrocarburos deberán
hacer una sola entrega a la Agencia del conjunto de los PPCIEM o de los
reportes anuales de cumplimiento, según corresponda. Este conjunto comprenderá
el contenido completo de cada uno de los PPCIEM o de cada uno de los reportes
anuales de cumplimiento correspondientes a aquellas Instalaciones nuevas y/o
existentes de los Proyectos que lo integran, en los términos previstos en las
presentes Disposiciones.
Cualquier Instalación nueva y/o existente de los Proyectos que se
incorpore a dicho conjunto de Instalaciones con posterioridad a la entrada en
vigor del presente cuerpo normativo, deberá elaborar su PPCIEM o reporte anual
de cumplimiento y observar lo relativo a la entrega de éstos, según
corresponda,
de conformidad con lo establecido en el primer párrafo del presente artículo
transitorio.
TERCERO.- En tanto no se cuente con Terceros
Autorizados para realizar los dictámenes previstos en las presentes
Disposiciones, los Regulados podrán someter a consideración de la Agencia, a
una persona moral que demuestre su experiencia y cuente con reconocimiento
nacional o internacional en el alcance de las actividades que se evaluarán, con
la finalidad de que emita una opinión sobre los elementos objeto de dictamen
que comprenden las presentes Disposiciones.
Para demostrar la experiencia deberán presentar, al menos,
acreditaciones profesionales, certificaciones, reconocimientos y cursos de
actualización. Asimismo, se deberá adjuntar la declaratoria de no existencia de
conflicto de interés.
CUARTO.- Hasta en tanto no existan trámites
electrónicos dentro de la plataforma electrónica de la Agencia, los trámites
contenidos en las presentes Disposiciones deberán presentarse ante la Agencia,
en el área de atención al Regulado.
Ciudad de México, a los veinticuatro días del mes de octubre de dos mil
dieciocho.- El Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de Seguridad
Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, Carlos Salvador de Regules Ruiz-Funes.-
Rúbrica.
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