Talanza Energy Consulting

enero, 2022

Los proyectos en etapa de exploración no están exentos del PPCIEM

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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.

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.

Definiciones importantes

Año base: Año en que los regulados realizan por primera vez la cuantificación de las  emisiones de metano, y que servirá de referencia para comparar las emisiones de los años subsecuentes.

Instalaciones nuevas: instalaciones que iniciaron operaciones después del 7 de noviembre de 2018.

Instalaciones existentes: instalaciones con un  plan o programa aprobado por la CNH antes del 7 de noviembre de 2018.

Requisitos por tipo de instalación

Cuantificación de emisiones en un proyecto en etapa de exploración

Los factores a considerar para la cuantificación de  las emisiones de metano dependerán del tipo de operación en pozo que se realice. A continuación, se muestran algunos de los aspectos más importantes a tomar en cuenta para poder realizar la cuantificación.

Perforación

  • Tipo de lodo de perforación utilizado.
  • El número de días u horas que circuló cada tipo de lodo.
  • Los influjos de gas durante las actividades de perforación.

Pruebas de producción

  • El volumen de gas y aceite producidos durante las pruebas.
  • La duración de las pruebas.
  • La composición del gas.
  • La relación gas-aceite.
  • Presión y temperatura atmosférica.

Descarga de líquidos

  • El método de descarga aplicado (i.e. purga, sarta de velocidad, barras espumantes, émbolo viajero, etc.).
  • El volumen de gas que se descarga a través del venteo del tanque hasta la eliminación de los líquidos.
  • La composición del gas.
Como firma internacional con presencia en Estados Unidos, México y Colombia, encaminamos empresas del sector energético hacia un correcto cumplimiento normativo y asesoramos gobiernos a diseñar e implementar regulaciones que impulsen la sostenibilidad en el largo plazo para dicha industria.
Resultado de la sinergia entre líderes Canadienses y Mexicanos, en Eminent nos especializamos en la cuantificación, control y reducción de emisiones de metano. Como pioneros en México en aplicar la tecnología OGI, potenciamos la sostenibilidad de la industria petrolera internacional.

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