Los Lineamientos para la Prevención y Control Integral de Emisiones de Metano del Sector Hidrocarburos (Lineamientos ASEA) aplican durante todo el ciclo de vida de un proyecto petrolero. Sin embargo, existe confusión entre los operadores sobre si deben elaborar y entregar a la ASEA un PPCIEM durante la etapa exploratoria (exploración y evaluación), en las que se desarrollan procesos de perforación, pruebas de producción y terminación de pozos. En este One Pager aclaramos esta duda y resaltamos algunos aspectos importantes a considerar para la elaboración del PPCIEM.

El PPCIEM aplicado a etapas tempranas de un proyecto

Hay dos elementos clave para saber cuándo y cómo elaborar un PPCIEM: 1) determinar si la instalación es nueva o existente y 2) identificar las fuentes o posibles fuentes de emisiones de metano, incluyendo aquellas que se puedan presentar en las operaciones en pozos.
En el caso de las instalaciones existentes, la regulación es clara: el Título III indica las sustituciones y mejoras de equipos que deben realizar los regulados para lograr una óptima gestión de las emisiones.
El supuesto de las instalaciones nuevas podría parecer igualmente sencillo de aplicar ya que el mismo Título III obliga a los operadores a considerar en la etapa de diseño los equipos de la nueva instalación. Sin embargo, no existe claridad en la medición de emisiones durante las operaciones en pozos debido a su naturaleza transitoria que dificulta el seguimiento al desempeño en la reducción de emisiones.
Para estas operaciones, la medición se debe efectuar justo en el momento en el que se realizan actividades como la perforación, terminación y pruebas de pozos. No obstante, a pesar de que estas emisiones deben ser cuantificadas, no forman parte del año base.

Operaciones en pozo fuera del año base

• Perforación de pozos
• Terminación de pozos
• Pruebas de pozos de gas asociado
• Pruebas de pozos de gas no asociado Descarga de líquidos en pozos exploratorios

Operaciones en pozo dentro del año base

• Descarga de líquidos en pozos de extracción
• Producción de gas asociado en pozos de petróleo
• Producción de gas no asociado

Relación del PPCIEM con las distintas etapas de un proyecto petrolero

El PPCIEM incluye un diagnóstico de las emisiones de metano de cada instalación a nivel de sus equipos y componentes y establece las acciones para su reducción y control. En el caso de las asignaciones y contratos, el PPCIEM debe incluir todas las instalaciones existentes en el área contractual o de asignación. La regulación pide que se presente a la ASEA, y su contenido depende de la etapa del proyecto (i.e. exploración, evaluación, extracción o producción) y de las operaciones que se lleven a cabo. Estrictamente, su elaboración inicia con cualquier actividad petrolera en donde exista la posibilidad de tener emisiones de metano. Esto puede ser desde la perforación de un pozo exploratorio, hasta las actividades de producción comercial e incluso de abandono.

De acuerdo con el artículo 19 de los Lineamientos, las emisiones provenientes de operaciones fuera del año base deben ser cuantificadas y reportadas en el PPCIEM y en el reporte anual, independientemente de la etapa del proyecto. Durante la etapa de exploración las emisiones no tienen trazabilidad, por lo que no se puede hacer una línea base, ni se pueden establecer metas o acciones en el PPCIEM. De modo que este instrumento funciona como un mecanismo de reporte y de registro de mejores prácticas para las operaciones en pozos. Una vez que se autoriza un Plan de Desarrollo, es necesario establecer el año base y tener un PPCIEM que ya incluya metas de reducción y acciones de mejora a 6 años. Este proceso se esquematiza en el diagrama siguiente.

Conclusiones y recomendaciones

Las emisiones de metano generadas en las etapas de exploración no deben considerarse como parte del año base para fines del PPCIEM, pero sí deben cuantificarse y reportarse anualmente. Al no ser parte del año base no es necesario plantear metas de reducción sobre estas emisiones. Sin embargo, siguen siendo parte de indicadores de desempeño más amplios, que ayudan a medir el grado de cumplimiento del sector, como en el caso de las emisiones reportadas como CO2 equivalente en la Cédula de Operación Anual (COA). Además, su cuantificación ayuda a establecer buenas prácticas para evitar, en lo posible, los venteos y detectar las posibles fugas a nivel componente en los equipos.

Preguntas frecuentes sobre cumplimiento regulatorio de emisiones de metano

¿Los regulados con actividades exploratorias que sólo cuenten con operaciones en pozos incluidas en el artículo 13, fracción II, incisos a), c), e) y f), deben presentar un PPCIEM y sus informes anuales subsecuentes?

Estos proyectos tienen la particularidad de que sus PPCIEM no incluyen emisiones del Año Base y en consecuencia no se pueden definir metas ni acciones de reducción y control. Sin embargo, la entrega de su PPCIEM es obligatoria. En este caso, el PPCIEM se considera un mecanismo de reporte de información más que un mecanismo de planeación de reducción de emisiones a 6 años.

¿Un regulado con permiso de distribución o de transporte de gas natural por ducto, está obligado a entregar el Anexo III de los Lineamientos?

Si bien un regulado no está obligado a entregar dicho Anexo, es deseable que como parte de sus acciones de reducción de emisiones, realice frecuentemente programas de detección y reparación de fugas (LDAR). De acuerdo con las mejores prácticas internacionales, una buena implementación del LDAR puede reducir hasta el 80% de las emisiones de una instalación. Al no reportarlo, limita el potencial de reducción de emisiones del regulado.

¿Las actividades de compresión o descompresión declaradas dentro de un permiso de distribución o transporte deben hacer el LDAR trimestralmente de acuerdo con el artículo 71 de los Lineamientos?

No, lo que determina si un regulado debe implementar un LDAR en apego al artículo 71 de los Lineamientos o de acuerdo con las NOM- 003-ASEA-2016 y NOM-007-ASEA-2016, es el alcance de los permisos otorgados por la Comisión Reguladora de Energía. Por lo que todas las actividades amparadas por un permiso de transporte o distribución por ducto no requieren un LDAR trimestral.

¿Los PPCIEM e Informes Anuales de cumplimiento opinados favorablemente por un experto requieren también de un dictamen realizado por un Tercero Autorizado?

Tanto el PPCIEM como el informe anual de cumplimiento son válidos con la opinión favorable de un experto, siempre y cuando hayan sido presentados a la ASEA antes de la fecha de la autorización del primer Tercero Autorizado (20 de julio de 2021).

¿Puede un Tercero Autorizado hacer algún pronunciamiento sobre incumplimientos o inconsistencias en algún PPCIEM que cuente de manera previa con opinión favorable de un experto?

Sí, los Terceros Autorizados están facultados para emitir sus observaciones e inclusive rechazar un PPCIEM con opinión favorable de un experto.

¿Son necesarias las visitas de inspección durante los trabajos de dictaminación de los Terceros Autorizados?

La ASEA valida la veracidad del PPCIEM y sus reportes a través de los informes de inspección de los Terceros Autorizados. No tenerlos podría invalidar el trabajo del tercero afectando al regulado que lo contrató. Los terceros deben verificar la existencia de las instalaciones, equipos y componentes y la autenticidad de las acciones de prevención y control de las emisiones.

¿A qué se refiere el artículo 73 de los Lineamientos con instrumentos homólogos a Optical Gas Imaging (OGI )?

Los instrumentos OGI son considerados el estándar mínimo para la elaboración de un LDAR. Al hablar de instrumentos homólogos a OGI, se refiere a que si en un futuro llegan a haber instrumentos con características similares o superiores, los regulados puedan utilizarlos. Mientras tanto, los LDAR se deben realizar con OGI.