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SECRETARIA DE MEDIO AMBIENTE Y RECURSOS NATURALESDISPOSICIONES 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

…

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…

That the necessity to prevent and control emissions to the atmosphere from the Hydrocarbon Sector, among them those from methane, results from the evidence of the negative impacts they have on human health, the environment and in other activities upon which the national development depends.

That methane is a hydrocarbon which at standard temperature and pressure conditions is a colourless, odorless and flammable gas. As a result of its chemical properties, mainly its interaction with infrared or solar radiation, has a warming potential of 28 in a period of 100 years and contributes in a 30% to the increment in the global mean temperature.

That, through the ratification of the Paris Agreement, Mexico has committed to reducing its greenhouse gas emissions to contribute with the objective of maintaining the increase in the global mean temperature below 2 °C and to further efforts to limit this rise to 1.5 °C with respect to preindustrial levels, recognizing that this will reduce considerably the risks associated to the effects of climate change.

That the National Inventory of Greenhouse Gases and Compounds corresponding to 2015 establish that the total emissions were 682 MtCO2e, of which those corresponding to the oil and gas sector represent 5.4% (36.6 MtCO2e). Of these emissions, those of methane at a national level are 20.8% (142 MtCO2e), of which the oil and gas sector, excluding destruction, contributes with 14.8% (21.3 MtCO2e).

That on June 29th 2016, in the North American Leaders’ Summit in Ottawa, Canada, the Presidents of Mexico and the United States of America, as well as the Prime Minister of Canada, signed the Leaders’ Statement on a North American Climate, Clean Energy, and Environment Partnership, where the regional goal of reducing methane emissions from the oil and gas sector by 40% to 45% by the year 2025 was established, with the hopes of reaching their nationally determined contributions, and exploring additional opportunities for methane reduction, this objective will be reached through the development and implementation of federal regulations that reduce the emissions in the Hydrocarbon Sector facilities.

Boulevard Adolfo Ruiz Cortines No. 4209, Colonia Jardines en la Montaña, C.P. 14210, Delegación Tlalpan, Ciudad de México Teléfono (+52.55) 9126-0100 - Ext. 13432

https://www.gob.mx/aseaLa Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos también utiliza el acrónimo “ASEA”

y las palabras "Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente” como parte de su identidad institucional Página 1 de 17

https://www.gob.mx/asea

That the prevention and integral control of methane emissions from the Hydrocarbon Sector represent an indirect benefit by reducing the formation of tropospheric ozone, for which it has been shown that in high concentrations it has adverse effects on health and the environment.

That the nationally and internationally available information has shown that, implementing the best operational practices and technologies available, it is feasible to reduce Hydrocarbon Sector methane emissions. In this sense, the International Energy Agency in its publication World Energy Outlook 2017, specifically that related to the Environmental Case for Natural Gas, recognizes that, applying the best international practices, such as those in this regulatory instrument, it is feasible and possible for the sector at a global level to reduce methane emissions by 75%.

That to minimize the adverse effects that result from the Hydrocarbon Sector methane emissions and contribute to the compliance of international and regional commitments of our country, it is necessary to emit a regulatory instrument that allows to count with the precise data per Facility, as well as, a mechanism to follow up the continuous improvement, that translates in the prevention and integral control of methane emissions of the Hydrocarbon Sector.

That based on the above, the following are emitted:

GENERAL ADMINISTRATIVE PROVISIONS THAT ESTABLISH THE GUIDELINES FOR THE PREVENTION AND THE INTEGRAL CONTROL OF METHANE EMISSIONS FROM THE HYDROCARBON SECTOR

Title IGeneral Provisions

Article 1. The current Provisions have as an objective to establish the actions and mechanisms that the Regulated must adopt for the prevention and integral control of methane emissions from the Hydrocarbon Sector.

Article 2. The current Provisions are of obligatory observance in all of the national territory and areas over which the Nation exerts its sovereignty and jurisdiction, and which result applicable to new and existing Facilities of the Projects in which the following activities of the Hydrocarbon Sector are performed:

I. The exploration and extraction of hydrocarbons;II. The treatment, refining and storage of oil, and

III. The processing, compression, liquefaction, decompression and regasification, as well as transport per pipeline, storage and distribution of natural gas.

Article 3. For application and interpretation purposes of these Guidelines, the concepts and definitions in singular or plural established in the National Agency of Industrial Safety and Environmental Protection of the Hydrocarbon Sector Law, its internal Regulation, the Hydrocarbon Law, its Regulation, the General Law of Ecological Equilibrium and Environmental Protection, its Regulations in matter of Atmospheric Pollution Control and Prevention, and Pollutant Emission and Transfer Registration, the General Law for Waste Prevention and Integral Management and its Regulation, as well as the applicable General Administrative Provisions emitted by the Agency, and the following definitions will be used:

I. Base year: Year in which the Regulated perform for the first time, in accordance to the current Provisions, the quantification of methane emissions in the Facilities of the Hydrocarbon Sector, and which will serve as reference to compare the emissions from the following years.

II. Combustion: Chemical oxidation process between a fuel and an oxidizing agent that produces the generation of energy and is accompanied with the emission of combustion gases and solid particles.

III. Component: Set of valves, pipes, fittings, flanges, threaded connections, drains, gaskets, instruments, hatches, windows, gauges, compressor gaskets, that form part of an equipment susceptible of having fugitive emissions of Hydrocarbons in gaseous phase.

IV. Destruction: Burning or incineration of Natural Gas that cannot be retained or taken advantage of, to effects of the current provisions.

V. Leak Detection and Repair: Operational best practice designed to identify equipment, components and operations that have or can have leaks which must be repaired in an established time period in order to reduce and control methane emissions.





VI. Leak: Sudden liberation or accidental escape due to containment loss, of a substance in liquid or gaseous state.

VII. Technical Inspection with Risk: Operational best practice designed to identify equipment, components and operations that have or can have leaks which must be repaired in an established time period in order to reduce and control methane emissions.

VIII. Facility: The set of structures, industrial plant, equipment, process pipe circuits and auxiliary services, as well as instrument systems, disposed of for a specific productive or commercial process, including, among others, wells for the exploration and extraction of hydrocarbons, platforms, storage sites, onshore and offshore hydrocarbon refinery and processing, hydrocarbon compression and decompression plants, transport and distribution systems in any modality, as well as retail stations.

IX. Continuous Improvement: Recurring process which results in improvement of the performance of the Hydrocarbon Sector activities and which is reflected in the prevention and integral control of methane emissions.

X. PPCIEM: Program for the Prevention and Integral Control of Methane Emissions in the Hydrocarbon Sector.

XI. Project: Activity of the hydrocarbon sector that is performed or intended to be performed in one or several Facilities or through them and which is tied to an assignation, contract or permit, and associated to:

a) A plan or program, whether provisional, of exploration, of evaluation or for performing extraction, approved by the National Hydrocarbon Commission;

b) A permit granted by the Energy Regulatory Commission, and/or c) An assignation or permit granted by the Secretary of Energy, which comprises all its development

stages.

XII. Vapor Recovery System (VRS): Set of accessories, pipes, connections and equipment designed to control, recover, storage and/or process vapor emissions to the atmosphere.

XIII. Hydrocarbon venting: Deliberate and controlled emission of gases and vapors to the atmosphere, to maintain operational safety in the Hydrocarbon Sector activities.

Article 4. The interpretation for administrative purposes of the current Provisions corresponds to the Agency.

Article 5. The information that Regulated present to the Agency in regard to the current Provisions, will be considered as public information, except in the cases provided by the legislation in terms of transparency, access to public information and personal data. All reservations or classifications will follow procedures established in the applicable regulations.

Article 6. The current Provisions are issued and will be applied under the principle and understanding that, in environmental protection terms, the direct and objective responsibility derived from the risk created by the constructions or activities performed corresponds to the Regulated that perform Hydrocarbon Sector activities and, as a result, Will respond to the Agency for the actions necessary to avoid and prevent environmental damage due to these Risks, as well as containing, characterizing and remedying them with timelines under their own processes and in compliance with the applicable corrective measures, in accordance with the current legislation and normativity in the Agency’s administrative field of competence.

The previous statement is independent to any other type of harm and civil, administrative or penal responsibility claims that are demandable in terms of the legislation and the procedures that are applicable for each case.

Article 7. The Regulated shall present the information established in the current Provisions, in the physical or electronic means established by the Agency in the terms that it requires.

Title IIPERTAINING TO THE DIAGNOSIS AND THE PROPGRAM FOR THE PREVENTION AND INTEGRAL CONTROL OF METHANE EMISSIONS OF THE HYDROCARBON SECTOR

CHAPTER IGeneral Aspects

f





Article 8. The Regulated must implement the actions that result applicable from Title III, or else equivalent or superior actions, in the equipment, including its Components, as well as in the well operations, that integrate every Facility of the Projects where the activities of the Hydrocarbon Sector associated to a contract, assignation or permit it counts with are performed.

The Regulated must perform the Leak Detection and Repair programme in all the new and existing Facilities of the Projects, with exception of that established by article 71st, second paragraph.

Article 9. In terms of the current Provisions, new Facilities of the Projects will be considered as those constructed after the current Provisions go into effect, except those considered as existing in accordance to what is established in the second paragraph of the current article.

Likewise, existing Facilities of the Projects will be considered as those that, were built previous to the date in which the current Provisions go into effect; as well as those for which, without being built yet, the Regulated have a permit granted by the Secretary of Energy or the Energy Regulatory Commission, as appropriate, and, for exploration and extraction activities, a plan or program approved by the National Hydrocarbon Commission.

Article 10. The Regulated that have new Facilities of the Projects must incorporate, from the design stage, the XXX established in the Third Title of the current Provisions that result applicable in accordance to the activity to realize or else, equivalent or superior actions that will be described in the detailed technical justification that will be integrated as an annex to its PPCIEM, which will have an opinion by an Authorized Third party. This, without prejudice to the compliance of the design aspects established in the current and applicable normativity.

CHAPTER IIDiagnostic

Article 11. The Regulated shall elaborate a diagnosis of the methane emissions from the equipment, including their Components, and in well operations, of the Facilities of the Projects in which the activities object of the current Provisions, which will include:

I. The identification of methane emissions;II. The classification of methane emissions,

III. The quantification of methane emissions.

Article 12. The Regulated shall elaborate a diagnosis of the emissions in accordance to that established on Annex II.

SECTION IIdentification and Classification of the Emissions

Article 13. The Regulated shall identify the sources or possible sources of methane emissions in their Facilities of the Projects. For this, they shall identify the equipment, including its Components, and the well operations listed below:

I. Equipment.

a) Pneumatic Pumps;b) Compressors;c) Pneumatic controls;d) Glycol dehydrators;e) Pipelines;f) Destruction equipment, andg) Tanks.

II. Well Operations

a) Production tests of oil and associated gas wells;b) Production of associated gas in oil wells;c) Production tests of non-associated gas wells;d) Production of non-associated gas in wells;e) Hydrocarbon well completion;f) Liquid discharge in exploration wells;





g) Liquid discharge in extraction wells, andh) Other well operations, different to those alluded to in items a) to g), that present methane emissions.

III. Leaks caused by non-scheduled activities.

Article 14. From the identification of the sources or possible sources of methane emissions referred to in article 13, the regulated must classify the emissions in accordance to the types listed below:

I. From Destruction equipment;II. Leaks in well operations, equipment and Components, and

III. Hydrocarbon Venting.

Article 15. To perform the identification referred to in article 13, the Regulated must consider equipment, as well as its Components, that will be integrated to the Facilities of the Project, during the year in which the diagnosis was performed, and which at the moment of identification where in acquisition process, out of operation and/or because of the capacity increase of the Facility of the Project.

Article 16. The Regulated must keep in their Facility of the Project, for the purposes the Agency establishes and for a five year period, the backup information they had used for the identification of the sources or possible sources of methane emissions in their Facilities of their Projects, in equipment, including its Components, and in well operations, such as blueprints, process flowcharts, among others.

SECTION IIQuantification of Base Year Emissions

Article 17. The Regulated must observe, in accordance to international best practices, the following principles when performing methane emission quantification:

I. Coverage: The inclusion of all the emissions associated to the equipment, including its Components, and in well operations, in the Facilities of the Projects of the Regulated;

II. Consistency: The use of methodologies which allow to follow-up and compare emissions through time and when applicable, disclose and justify the changes in quantification methodology;

III. Relevance: The identification and quantification of the emissions in the equipment, including its Components, and in well operations, of the Facilities of the Projects of the Regulated,

IV. Transparency: Divulge the relevant documentation of the information corresponding to emission quantification, the methodologies and sources of them, as long as the commercial secret is not compromised.

Article 18. The Regulated will quantify the methane emissions that are generated or presented annually in the equipment, including its Components, and well operations. Such quantification can be done applying calculations, measurements or a combination of both and in every case they must technically justify the chosen methodology to be applied.

When the quantification methodology used is based on calculations, it can be, among others:

I. Mass balance;II. Mathematical models;

III. Engineering calculations;IV. Equipment manufacturer’s emission factors;V. Emission factors established by the Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC);

VI. AP-42: Compilation of Air Emission Factors, superior, equivalent or that which modifies or substitutes it, and VII. Emission factors for the country or for the equipment.

The Regulated must select the quantification methodology that responds to the analysis situation.





The data that will be used to perform the calculations must be:

a) Those corresponding to the term for performing the diagnosis.b) Five-year-old or less historic data considering 12 continuous months of quantification.

If items a) or b) cannot be met, the Regulated must perform the direct measurement of emissions on equipment, including its Components, and well operations, and the Facility during the term for performing the diagnosis.

Cuando la metodología de cuantificación utilizada se base en la medición, ésta podrá ser medición directa o monitoreo, la cual será:

a) Continuous, and/orb) Periodic.

The quantification of the emissions will be expressed in grams (g), kilograms (kg) or metric tons (t).

Article 19. The total methane emissions quantified in compliance with this section, will be denominated Base year emissions and will be reported in the PPCIEM, they will also serve as reference for the comparison and evaluation of the continuous improvement of the prevention and integral control of such emissions for subsequent years.

The methane emissions quantified in the well operations alluded to in article 13, fraction II, items a), c), e) y f), will not form part of the Base year and must be reported, in the PPCIEM and in the annual compliance report of the PPCIEM, in an independent manner to the emissions from the other activities that are performed within the same Facility of the Project.

Article 20. Once the Regulated have reach the integral reduction goal established in the PPCIEM, the Regulated may change the methodology used for performing methane emission quantification, they must technically justify that with the new methodology used they will obtain a greater precision in emission quantification and that it follows the principles referred to in article 17 of the current Provisions.

The technical justification for the change in methodology used to perform the methane emission quantification alluded to in the paragraph before will be annexed to the annual compliance report of the PPCIEM, and alongside this it will have an opinion from an Authorized Third Party.

Article 21. The Regulated must keep in their Facility of the Project, for the purposes the Agency establishes and for a five-year period, the information of the equipment, including its Components, and in well operations, that generate or present methane emissions, as well as the backup information that they have used for the classification and quantification of the emissions.

CHAPTER IIIProgram for the Prevention and Integral Control of Methane Emissions from the Hydrocarbon Sector

Article 22. For new Facilities of the Projects, the Regulated must create a PPCIEM per Facility associated to the permit with which it counts to perform the activities object of the current Provisions.

The PPCIEM must be created using the formats contained in Annex II and III of the current Provisions, as appropriate.

Article 23. The Regulated that have existing Facilities of the Projects must elaborate a PPCIEM for every Facility of the Project associated to the permit with which it counts to perform the activities object of the current Provision.

The PPCIEM must be created using the formats contained in Annex I to III, as appropriate, of the current Provisions.

Article 24. Pertaining to contractual or assignation areas, for performing hydrocarbon extraction and exploration activities, the Regulated must create and integrate in one PPCIEM all the new and existing Facilities of the Projects using the formats contained in Annexes II and III or else Annexes I to III, respectively.

Article 25. Once the diagnosis is performed, the Regulated that have new Facilities of the Projects must maintain the volume of emissions of the Base year in subsequent years.





Article 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.

The compliance of this integral reduction goal must be reached in a term no longer than six calendar years after the PPCIEM is submitted to the Agency.

Article 27. The Regulated that have existing Facilities of the Projects must establish, according to their characteristics, an integral reduction goal of methane emissions. For this, they will annex to the PPCIEM a detailed technical justification that, alongside this, has an Authorized Third Party opinion. The detailed technical justification will contain the following:

I. The actions for prevention and integral control of methane emissions that have been implemented and the reduction volume they represented, accordingly;

II. The prevention and integral control actions established in Title Three that cannot be implemented due to technical considerations, excepting the Leak Detection and Repair Program;

III. The prevention and integral control actions contained in Title Three of the current Provisions that will be implemented, in accordance to the activity they perform or else, the equivalent or superior actions established, and

IV. The estimated methane emission reduction percentage with respect to the Base year, that result from the implementation of the actions foreseen in fraction III of the current article. Such percentage will be the integral reduction goal in accordance to that established in article 26.

Article 28. The Regulated must integrate a multidisciplinary group for the elaboration, operation and management of the PPCIEM that gathers the following competencies:

I. Knowledge and experience in the Facilities of the Projects and its operative processes;II. Knowledge and experience in the identification and quantification in emission matters;

III. Knowledge and experience in matters of Industrial Safety, Operative Safety and environment protection, andIV. Experience in the operations and processes related to de development and content of the PPCIEM.

The Regulated must keep for a five-year period, the documentation that attests the competencies of the multidisciplinary group members for the ends that the Agency establishes.

The multidisciplinary group will appoint a technical officer for the validation of the information contained in the PPCIEM. Once it is elaborated, the Regulated shall perform the actions that lead to the totality of its implementation.

Article 29. The Regulated must incorporate to the PPCIEM the information corresponding to the prevention and integral control actions that will be implemented established in Title Three of the current Provisions, or else, actions equivalent or superior to them.

Article 30. The Regulated shall elaborate and integrate the PPCIEM in the following terms:

I. For the new Facilities of the Projects within the following twelve months after their operation start, and II. For existing Facilities of the Projects within the twelve months after the current Provisions go into effect, or for those

that have not been built yet within twelve months after the start of operation.

Article 31. The Regulated must submit to the Agency, a PPCIEM in compliance with that established by articles 22, 23 y 24 of the current Provisions, within the following three months of its elaboration and integrations, accompanied by the Opinion emitted by the Third Party Authorized by the Agency. The PPCIEM must be submitted to the Agency by the physical, magnetic or electronic means it so establishes for this effect.

TITILE IIIActions for the Prevention and Integral Control of Emissions

CHAPTER IVapor Recovery Systems





Article 32.Th

e Regulated must have an SRV in accordance to the characteristics of their Facilities of the Project and processes.

Article 33. The Regulated must adapt SRV, mechanical or non-mechanical, to their equipment, as well as during well operations, in compliance to that established in the current Provisions.

Article 34. The SRV must control methane emissions by at least 95% and direct them to a transfer, autoconsumption or conservation system in compliance with current and applicable normativity, or else to a processing, transport, or distribution system. When the above options are not possible, the SRV must direct emissions to a Destruction system.

Article 35. The SRV must have the sufficient capacity to recover emissions from the operations and/or equipment connected to it and, if applicable, those that could be integrated to the operation.

Article 36. The Regulated must ensure that, when the SRV is not in operation, the emissions are directed to a Destruction system in compliance to that established in Chapter X of the current Title.

Article 37. The Regulated must have gate valves for the closed Venting systems in a position that ensures that they cannot be manipulated. The gate valves must have, at the entry point, flow indicators and alarms, which alert of the diversion of gases and vapors to the atmosphere. The alarms must be visually and audibly recognizable and, additionally, they must emit a remote signal to the Facility of the Project’s control centre.

Article 38. The Regulated must perform to the SRV and its Components, technical inspections according to that established by the manufacturer, in order to corroborate their correct functioning. If flaws are detected, they must be repaired within the fifteen natural days following their detection or previous to the next scheduled stop.

Article 39. The maintenance that the Regulated give to the VRS shall be performed in accordance to the manufacturer’s recommendations, as well as what’s established in best practices. During the maintenance a record of the activities must be kept in a logbook which must contain as a minimum the following information:

I. Name of person responsible of performing the maintenance;II. Identification of the equipment on which the VRS is installed;

III. Time and date of maintenance start;IV. Time and date of maintenance completion;V. Findings description;

VI. Indicate if a best practice to avoid venting was implemented and the volume of controlled vapors, VII. If a best practice to avoid Venting was not implemented, indicate the volume of non-controlled vapors during

maintenance.

The Regulated must keep for a five-year period, the logbook in the Facility of the Project and exhibit it to the Agency when it so requires.

Article 40. The Regulated must include the SRV in the Leak Detection and Repair program.

CHAPTER IPneumatic Pumps

Article 41. During the design stage of new Facilities of the Projects of the Hydrocarbon Sector, the Regulated shall select pneumatic pumps activated by compressed air or electric pumps including photovoltaic.

Article 42. The Regulated that have pneumatic pumps activated by natural gas in existing Facilities of the Projects of the Hydrocarbon Sector, must adopt one or more of the following best practices, which allow to control the emissions:

I. Redirect the natural gas to a SRV that drives it to another process;II. Redirect the natural gas to a low pressure Combustion system;

III. Redirect the natural gas to a Destruction system in compliance to that established in Chapter X;IV. Substitute pneumatic pumps for those that are activated by electricity, including photovoltaics, andV. Substitute natural gas by compressed air.

CHAPTER III





Compressor

Article 43. During the design stage of new Facilities of the Projects of the Hydrocarbon Sector, the Regulated must select centrifugal compressors that use dry seals. Likewise, when they establish the use of hermetic reciprocating compressors, they must be connected to the VRS.

Article 44. The Regulated that have existing Facilities of the Projects with centrifugal compressors with wet seals, shall implement one or more of the following best practices:

I. Redirect the emissions during wet seal degasification to a VRS; andII. Replace wet seals by dry seals.

Article 45. The Regulated that have existing Facilities of the Projects with reciprocating compressors, shall implement one or more of the following best practices:

I. Replace seals on the compressors rod;II. Adjust and align the rod packing system, and

III. Capture emissions and direct them to a VRS.

Article 46. The Regulated must capture gas from compressor purges and through transfer, autoconsumption or conservation drive it for its utilization, in accordance to current and applicable normativity. If its utilization is not feasible, it must be sent to a Destruction system.

CHAPTER IVPneumatic Controls

Article 47. During the design stage of new Facilities of the Projects of the Hydrocarbon Sector, the Regulated that select pneumatic controls shall include one or more of the following practices:

I. Incorporate the use of compressed air to substitute natural gas, andII. Select controls that are activated by electricity, including photovoltaic, solenoids and servo motors.

Article 48. The Regulated that have existing Facilities of the Projects with pneumatic controls activated by natural gas, in accordance to the Facility characteristics and the processes of the Hydrocarbon Sector activities they perform, must implement one or more of the following best practices:

I. Substitute the use of natural gas for compressed air;II. Replace pneumatic controls for mechanic, and

III. Substitute the pneumatic controls for those activated with electricity, among those photovoltaic, solenoid and servo motors.

Article 49. When performing the Leak Detection and Repair program, the Regulated must corroborate, using and OGI or homologous instrument, the hermeticity of intermittent bleed pneumatic controls when they are not in use.

CHAPTER VDehydrators

Article 50. During the design stage of new Facilities of the Projects of the Hydrocarbon Sector, the Regulated must select desiccant dehydrators.

Article 51. The Regulated that have existing Facilities of the Projects with glycol dehydrators must control methane emissions to the atmosphere, including those from the equipment associated to its operation.

In order to achieve this control, the Regulated must implement one or more of the following best practices:

I. Optimization of the glycol circulation rate;II. Use of electrical pumps;





III. Replace with desiccant dehydrators;IV. Install flash tanks;V. Connect the glycol regeneration unit to a VRS;

VI. Redirect escape gas to Destruction, andVII. Others recognized by international best practices.

CHAPTER VIDistribution and Transport

Article 52. During the design stage of new Facilities of the Projects in which pipeline distribution and transport activities are preformed, the Regulated must incorporate the necessary actions in order to control methane emissions, such as the instalation of: sectioning valves, quickstop valves, pressure relief valves (as applicable) and valve gaskets, connections and accessories, among others.

Article 53. The Regulated that have natural gas pipeline distribution and transport systems, must implement the necessary control measures when they are subjected to maintenance and/or scheduled repair, so that the volume of gas vented to the atmosphere is equal or less than 5%.

Article 54. In existing Facilities of the Projects, to prevent and control methane emissions resulting from emergency venting in the distribution and transport systems, the Regulated must install quick stop valves that maintain a hermetic seal.

Article 55. The Regulated must maintain the hermeticity of quick stop valves, in compliance with that established in current and applicable national and/or international regulation, and if the latter are inexistent then to the manufacturer’s recommendations and specifications.

Article 56. The Regulated that perform mayor repair in which cutting a section of the pipeline is necessary, must minimize methane emissions by using line or portable compressors in compliance with that established in Chapter III of the current Title. 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.

Article 57. The Regulated that have natural gas pipeline distribution and transport systems, must adopt one or more of the following best practices:

I. Pigging for purging in pipeline maintenance;II. Hot taps for connections in pipelines in service;

III. Inject purged gas in pipelines with lower pressure or in the combustible gas system during maintenance or repair;

IV. Repair flaws in the distribution pipelines without Leaks (external corrosion, sling, cracks, dents, among others), with composite materials;

V. Insert flexible coatings;VI. Reduce pipeline pressure prior to maintenance, and

VII. Send displaced gases to Destruction.

CHAPTER VIISeparators and Tanks

Article 58. During the design stage of new Facilities of the Projects, which include separators, stabilization and/or storage tanks and their Components, whose annual methane emissions are estimated to be equal or greater than 10 t per Facility of the Project, the Regulated must incorporate the use of an SRV to control the emissions from the previously mentioned equipment, in compliance with the Facility’s characteristics and processes of the Hydrocarbon Sector activity they perform.

Article 59. The Regulated with existing Facilities of the Projects that have separators, stabilization and/or storage tanks and their Components, whose annual methane emissions are equal or greater than 10 t per Facility of the Project, the Regulated must incorporate the use of an SRV to control the emissions from the previously mentioned equipment, in compliance with the Facility’s characteristics and processes of the Hydrocarbon Sector activity they perform.





When the methane emissions from separators, stabilization and/or storage tanks and their Components are less than 10 t annually per Facility of the Project, mayo opt to incorporate a VRS.

Article 60. The Regulated must have tanks whose cover are connected to a closed vent system. The covers of the tanks and all their openings must forma an impermeable barrier over the surface.

Every cover must remain closed, secured and sealed except when its required to introduce or extract hydrocarbons, level the tanks internal pressure, inspect the hydrocarbon, repair or give maintenance. In these cases, the system and the tank’s gas shall be purged to the closed vent system or the VRS, in compliance with current and applicable regulation.

Article 61. The Regulated must ensure that the tank’s monitoring hatch remains closed when the activities mentioned in the second paragraph of article 60 are being performed. The monitoring hatch’s material must be compatible with the characteristics of the stored hydrocarbon and the environmental characteristics that prevail in the storage site.

Article 62. The Regulated must perform monthly technical inspections to the tank covers to ensure their correct functioning and, if they or their openings present a defect, they must be repaired in compliance with that established in article 76

Article 63. The Regulated must ensure that, in the tank’s entry points, the Components avoid Leak emissions.

CHAPTER VIIIWell stimulation and completion operations

Article 64. The Regulated that perform well stimulation and well hydraulic fracturing and/or refracturing, must incorporate the necessary actions so that the methane emissions, including those from liquid circulation tanks, are directed to a VRS, or else, implement the best operational and technologic best practices for vapor collection and control that allow for an equivalent methane emission reduction.

For wells in which the recovered gas cannot be directed to a VRS the Regulated must direct emissions to a Destruction system as long as this does not pose a risk.

Article 65. The Regulated must reduce methane emissions from well termination, using for this, portable equipment for phase separation that responds to the conditions and flow of the well.The recovered gas must be sent to VRS or else, direct it to a Destruction system.

CHAPTER IXLiquid Unloading in Hydrocarbon Extraction Wells

Article 66. The Regulated must employ one or more of the following methods, prior to liquid unloading in order to minimize methane emissions to the atmosphere:

I. Velocity tubing;II. Foamers;

III. Plunger lift;IV. Surface pumping, andV. Bottom of well pumping.

Manual unloading may be employed when the methods mentioned in this article are shown to be technically unviable. In this case the Regulated must remain during the well maintenance and liquid unnloading to minimize venting to the atmosphere.

CHAPTER XDestruction

Article 67. The Regulated that perform the activities that comprise fraction I, of article 2, of the current Provisions, must incorporate Destruction equipment whose efficiency is equal or greater than 90%; while, for the activities that comprise fraction I and II of the cited article, the Regulated must incorporate Destruction equipment whose efficiency is equal or greater than 98%.





Article 68.

The Regulated must favour utilization actions over those of Destruction.

Article 69. The Regulated must employ Destruction equipment that have a redundancy system and an automatic ignition button.

Article 70. The Regulated must establish the actions necessary to avoid the following situations:

I. That the Destruction equipment present three faults of the same Component in a one-year period, II. That the Destruction equipment has an insufficient capacity in relation to the production conditions.

CHAPTER XILeak Detection and Repair Program

Article 71. The Regulated that perform the Hydrocarbon Activities object of the current Provisions and in accordance to that established in articles 22, 23 and 24 must elaborate a Leak Detection and Repair program for each Facility of the Project that will be implemented every three months to all the equipment and its Components, identified as sources and possible sources of methane emissions.

The Regulated that perform natural gas transport and distribution activities, must apply that established in matters of Leak monitoring, detection and classification, as applicable, in compliance with that disposed of by the Official Mexican Norm NOM-007-ASEA-2016, Pipeline Transport of natural gas, ethane and gas associated to mineral carbon, and the Official Mexican Norm NOM-003-ASEA-2016, Pipeline Distribution of natural gas and liquefied petroleum gas, as corresponds or those that substitute or modify them.

Article 72. The Regulated must begin the implementation of the Leak Detection and Repair program once the PPCIEM is turned in to the Agency.

Article 73. The Regulated must detect methane Leaks in their Facilities of the Projects using OGI instruments or else, another homologous instrument (excluding the use of photoionization detection instruments) calibrated for methane, that has a range of detection equal or superior and which is internationally recognized. The use of the instruments must be done following the manufacturer’s recommendations.

The instruments that the Regulated use must detect gases in concentrations equal or greater than 500 ppm and, for OGI instruments, it must be verified that they show images of the gases at concentrations of 10,000 ppm equal parts methane and propane with a flow equal or greater than 60 g/h through a 6.35 mm orifice.

The use of instruments must be complemented with a technical, visual and olfactory inspection and may be aided with the use of drones, robots, vehicles, area scans, stationary infrared cameras, among others.

Article 74. The Regulated must estimate the volume of methane from the detected Leaks using and internationally recognized methodology, that is governed by the principles of catalytic oxidation, infrared absorption, flame ionization, among others, such as Reference Method 21 of the United States Environmental Protection Agency. The estimation must be performed at most 24 h after its detection, unless a Technical Inspection with risk is required; in which case, the Leak estimation must be performed within the fifteen natural days after its detection.

Article 75. The Regulated must create the Leak Detection and Repair program in accordance to that established in Annex III of the current Provisions.

Article 76. The Regulated must consider the threshold to perform the Leak detection in the maximum deadlines indicated in Table 1.

Table 1. Term for performing Leak repairs

Emission threshold Maximum term

500 – 9 999 ppm 15 natural days





10 000 – 49 999 ppm 3 natural days

50 000 ppm or greater 24 h

Special cases Maximum term

Equipment and/or Components that require a Technical Inspection with risk.

Next scheduled stop or 15 months after its detection, whatever occurs first.

Equipment and/or Components critical to the process. Next scheduled stop or 15 months after its detection, whatever occurs first.

Article 77. Once the Leak is repaired, the Regulated must corroborate that the repair was successful, through a technical inspection and an emission estimation, according to the terms established in Table 2. If the Leaks persist, the Regulated must perform additional actions so that these are attended to.

Table 2. Term for corroborating the succesful repair of the Leak

Emission threshold Maximum term

500 – 9 999 ppm 15 natural days

10 000 – 49 999 ppm 15 natural days

50 000 ppm or greater 15 natural days

Special cases Maximum term

Equipment and/or Components that require a Technical Inspection with risk. 5 natural days

Equipment and/or Components critical to the process. 5 natural days

A Leak will be repaired successfully when the selected detection instrument does not show visible emissions or else, when the estimated concentration is below 500 ppm.

Article 78. The Regulated must identify the equipment and/or Component that presents a Leak, indicating with a tag the detection date and once estimated with the Leak’s volumetric flow. The tag can only be removed once the Leak has been successfully repaired.

Article 79. When the Leak is detected in critical equipment or Component or if it requires a Technical inspection with risk, the Regulated must reduce it as possible and the repair must be performed according to Table 1. In this case, the Regulated must corroborate that the repair was successful according to Table 2.

Article 80. When the equipment and/or Components cannot be repaired and/or substituted in the time required due to the lack thereof, the Regulated must implement actions oriented to reducing the Leak, conserving the information that proves the supply request for them, the estimated reception date and write it in the implemented actions register of the Leak Detection and Repair program. In this case, the Leak repair must be performed at most 10 natural days after the reception of the new equipment and/or Component.

Once the Leaks on equipment and/or Components are repaired, the Regulated must perform the necessary technical inspections and estimations to corroborate they were successfully repaired within the five days following their repair.

Article 81. The Regulated must replace with new equipment and/or Components those that cannot be repaired within six months after the Leak detection and fifteen months for those that are critical to the process or require a technical inspection with risk.





Article 82.Th

e Regulated must follow the manufacturer’s recommendation for the equipment and/or Components that comprise the Facility of the Project in order to control emissions.

Article 83. The Regulated must record the implemented actions of the Leak Detection and Repair program, using the format in Annex V of the current Provisions. This information must be kept for a five-year period and be presented to the Agency when it so requires.

Article 84. The Regulated must elaborate in a quarterly manner the corresponding Leak Detection and Repair report, using the format contained in Annex IV of the current Provisions. These reports will be provided to the Agency as part of the annual compliance report of the PPCIEM.

Article 85. The Regulated must keep for a five-year period and have available in their Facilities of the Projects, in physical, magnetic or electronic format the original documents corresponding to each quarterly technical inspection they perform, as well as emission quantification, for when the Agency requires such information.

CHAPTER XIIEquipment and/or Components Out of the PPCIEM

Article 86. The Regulated which incorporate new equipment and/or Components that are not considered in the PPCIEM, must incorporate that foreseen in Title Three of the current Provisions for new Facilities of the Projects, as applicable with regard to the activity to perform or else, equivalent or superior actions which will be described in the detailed technical justification that will be provided as an annex to the annual compliance report of the PPCIEM.

Article 87. The Regulated must perform a diagnosis for these equipment and/or Components in compliance with that established in Chapter II of Title Two of the current Provisions.

Article 88. The Regulated must include the equipment and/or Components out of the PPCIEM which was identified as a source or possible source of methane emissions as part of the Leak Detection and Repair program, in compliance with that established by article 71 of the current Provisions.

TITLE FOURCONTINUOUS IMPROVEMENT

CHAPTER IGoals

Article 89. Annually the Regulated must establish, per Facility of the Project, the goals for PPCIEM compliance in which the actions, terms and estimated methane reduction percentages for the equipment and/or Components, as well as for well operations, including them in the annual compliance report of the PPCIEM.

Article 90. The Regulated that have existing Facilities of the Projects and that have reached the integral reduction goal to which articles 26 and 27 refer to, must establish the annual actions necessary to maintain the emission volume reached with that goal.

The Regulated that have reached the integral reduction goal, but that in the following year increase their methane emissions must establish the actions necessary to reduce them to the established goal and implement them in the following calendar year.

Article 91. The Regulated that have new Facilities of the Projects must establish the actions necessary to maintain the emission volume established in the diagnosis of their equipment and/or Components, as well as for well.

The Regulated that have increased the methane emissions quantified in the Base year, must establish and implement in the following calendar year the prevention and control actions, in order to reduce them to the level determined in the diagnosis.

CHAPTER II





Internal Evaluation

Article 92. The Regulated must perform evaluations of the PPCIEM implementation at least once a year, in which the advances on the goals and actions contained in it will be determined. This evaluation must be performed by the multidisciplinary group referred to in article 28 of the current Provisions, and will be comprised, as a minimum, with the following information:

I. The actions performed;II. The pending and/or not performed actions, justifying the reasons for the situation;

III. The progress percentage of the goals and actions;IV. The emitted recommendations in order to accomplish the pending and/or not performed actions;V. Timeline to attend the recommendations, and

VI. The follow-up of the recommendations corresponding to prior evaluations, including date they were met and, if applicable, justification of those that were not met.

The multidisciplinary group will attest with an acta the result of the internal evaluation of the PPCIEM implementation.

CHAPTER IIIAnnual Compliance Report

Article 93. The Regulated must create per Facility of the Project the annual compliance report of the PPCIEM according to the following:

I. Annex VI for new Facilities of the Projects, andII. Annex VII for existing Facilities of the Projects.

Article 94. For the annual compliance report of the PPCIEM, the Regulated must perform the quantification of methane emissions in compliance with Section II, Chapter II, of Title Two of the current Provisions.

Article 95. The Regulated must provide to the Agency, the annual compliance report of the PPCIEM, accompanied by an Opinion emitted by an Authorized Third Party, by the physical, magnetic or electronic means that the Agency establishes for this. It shall be turned in during the first quarter of every calendar year and annexed to the Performance Report in matters of Industrial Safety , Operational Safety and Environmental Protection, foreseen in fraction XVI of Annex V of the General Administrative Provisions that establish the Guidelines for the conformation, implementation and authorization of the Administration Systems of Industrial Safety , Operational Safety and Environmental Protection applicable to the Hydrocarbon Sector activities indicated or those that modify or replace it.

The Regulated that have six months or less of implementation for the delivery deadline of the first annual compliance report of the PPCIEM, may submit only one report with the data corresponding to the first and second calendar years of implementation, in compliance with that established in the paragraph above.

Article 96. Once the PPCIEM is handed in, the Regulated have at most six calendar years, to achieve the integral reduction goal referred to in articles 26 and 27 of the current Provisions. In subsequent years, the Regulated will establish and implement the prevention and control actions required to maintain emission volume; or else, those that allow them to continue reducing methane emissions.

TRANSITORY

FIRST.- The current Provisions will go into effect the day following their publication in the Federation’s Official Gazette.

SECOND.- The Regulated that have a System Administration emitted by the Agency, which comprises a group of new and/or existing Facilities of the Project, where activities of the Hydrocarbon Sector are performed shall provide a set of PPCIEM or Annual Compliance Reports, as applicable. This set will have the complete content of every one of the PPCIEMs or every one of the annual compliance reports corresponding to those new and/or existing Facilities of the Projects that integrate it, in the terms foreseen in the current Provisions.





Any new and/or existing Facility of the Projects that is incorporated to such a complex of Facilities after the current regulatory item goes into effect, must elaborate their PPCIEM and annual compliance report and observe that relative to their submission, as applicable, according to that established in the first paragraph of the current transitory article.

THIRD.- As long as there are no Authorized Third Parties for performing the opinions foreseen in the current Provisions, the Regulated may submit to the Agency’s consideration, a moral person that proves their experience and counts with national or international recognition within the scope of the activities to be evaluates, with the finality that it emits an opinion on the elements object to opinion that comprise the current Provisions.

To demonstrate the experience they must present, at least, professional accreditations, certifications, recognitions and courses. Likewise, they must annex a declaratory of no conflict of interest.

FOURTH.- As long as there are no electronic formats in the Agency’s electronic platform, the formats contained in the current Provisions must be presented to the Agency, in the Regulated costumer service area.

Ciudad de México, a los ____ días del mes de _____ 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.





Fecha de publicación del formato en el DOF

FF-ASEA-029 I I

Lugar de elaboración Fecha de elaboración

l lDD MM AAAA

Sección I. Datos generales

CURR Nombre dela instalación

Ubicación dela instalación

Sección II. MetasMeta integral de reduccióncon respecto al Año base

(porcentaje)

Meta de reducción anual del 1er año

(porcentaje)

Meta de reducción anual del 2do año

(porcentaje)

Meta de reduccióndel 3er año (porcentaje)

Meta de reduccióndel 4to año (porcentaje)



Sección III. Acciones programadasId del pozo,

equipo o Componente

Tipo de pozo, equipo o

Componente

Acciones parael 1er año

Acciones parael 2do año

Acciones parael 3er año

Acciones parael 4to año



Sección IV. Documentos anexos al formato

Sí No No aplica Documento

Justificación técnica pormenorizada solicitada en el artículo 27 de las presentes Disposiciones.

Nombre del responsable técnico Firma del responsable técnico

Los datos personales recabados para la atención de su trámite serán protegidos, incorporados y tratados, con fundamento en el artículo 15 de la LFPA, Lo anterior en cumplimiento del décimo séptimo de los lineamientos de protección de datos personales publicados en el Diario Oficial de la Federación el 30 de septiembre de 2005.

De conformidad con el artículo 4 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, los formatos para solicitar trámites y servicios deberán publicarse en el Diario Oficial de la Federación (DOF).

Instructivo para el llenado del formato Anexo I

Contacto:Boulevard Adolfo Ruiz Cortines No. 4209,Colonia Jardines en la Montaña, C.P. 14210, Delegación Tlalpan, Ciudad de México,Teléfono (+52.55) 9126-0100

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Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector HidrocarburosUnidad de Gestión Industrial

Anexo IFormato metas y acciones del PPCIEM

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Indicaciones generales

a. Esta solicitud deberá ser llenada en computadora.b. Esta solicitud deberá presentarse a la Agencia en medios físicos, magnéticos o electrónicos.

Información requerida en el formato

I. Sección I: Datos generales

a. Escribir la Clave Única de Registro del Regulado.b. Escribir el nombre de la Instalación.c. Escribir la ubicación de la Instalación: Domicilio y coordenadas geográfica en UTM (archivos shape file).

II. Sección II: Metas

a. Escribir la meta integral de reducción con respecto al Año base para la instalación como un porcentaje, de acuerdo con los establecido en el artículo 26 de las presentes Disposiciones.

b. Escribir para los siguientes seis años calendario la meta de reducción de la Instalación con respecto al Año base como un porcentaje, de acuerdo con lo establecido en el artículo 26 de las presentes Disposiciones.

III. Sección III: Acciones programadas

a. Se deberá llenar una fila por cada pozo, equipo o Componente.b. En caso de programar más de una acción por año calendario por cada pozo, equipo o Componente se deberá llenar una fila por

cada acción a implementar del Título Tercero de las presentes Disposiciones o cada acción equivalente o superior.c. Anotar el Id del pozo, equipo o Componente.d. Indicar el tipo de pozo, equipo o Componente de acuerdo con lo establecido en el artículo 13, fracción I; o fracción II, incisos b), d) y

g) de las presentes Disposiciones.e. Indicar las acciones del Título Tercero de las presentes Disposiciones, o acciones equivalentes o superiores, que se realizarán por

año calendario durante los siguientes seis años.

IV. Sección IV: Documentos anexos al formato

a. Adjuntar la justificación técnica pormenorizada solicitada en el artículo 27 de las presentes Disposiciones.


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FF-ASEA-030 I I


l lDD MM AAAA


Emisiones de metano para el Año base (g/kg/t)

Metodología de cuantificaciónEmisiones de metano para

las operaciones en pozos fuera del Año base(g/kg/t)

Sección II. Diagnóstico Año base

Identificación Clasificación Cuantificación

Id del pozo, equipo o

Componente

Tipo del pozo, equipo o

Componente

Operaciones del pozo

Actividades y operaciones asociadasal equipo o

Componente

Fecha de identificación (dd/mm/aaaa)

Estadodel pozo, equipo o

Componente

Condiciones operativasdel pozo, equipo o

Componente

Elementos utilizados

en la identificación

Tipo de emisión

de metano

Emisionesde metano

(g/kg/t)

En operación Planos Destrucción

Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar

Venteo de Hidrocarburos


Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Sección III. Diagnóstico de operaciones en pozos fuera del Año base


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Anexo IIFormato diagnóstico de emisiones de metano (PPCIEM)

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Id del pozo Tipo de pozo OperacionesFecha deinicio de la operación

Estadodel pozo

Condiciones operativasdel pozo

Elementos utilizados en la identificación

Tipo deemisión

de metano

Emisionesde metano

(g/kg/t)


Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar


Sección IV. Documentos anexos al formato


Justificación de la selección de la metodología de cuantificación.

Indicar las características del SRV y el número de pozos, equipos y/o Componentes conectados al mismo.

Justificación técnica pormenorizada de las acciones equivalentes o superiores.


Los datos personales recabados para la atención de su trámite serán protegidos, incorporados y tratados, con fundamento en el artículo 15 de la

LFPA, Lo anterior en cumplimiento del décimo séptimo de los lineamientos de protección de datos personales publicados en el Diario Oficial de la Federación el 30 de septiembre de 2005.


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Instructivo para el llenado del formato Anexo II





a. Indicar las emisiones de metano del Año base en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t) cuantificadas de conformidad con lo establecido en el Capítulo II del Título Segundo de las presentes Disposiciones. Debe corresponder con la suma de las emisiones de todos los pozos, equipos y Componentes incluidos en la Sección II de este Anexo.

b. Indicar las emisiones de metano de las operaciones en pozos establecidas en el artículo 13, fracción II, incisos a), c), e), f) y h) en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t) cuantificadas de conformidad con lo establecido en el Capítulo II del Título Segundo de las presentes Disposiciones. Debe corresponder con la suma de las emisiones de todos los pozos incluidos en la Sección III de este Anexo. Escribir la ubicación de la Instalación: Domicilio y coordenadas geográfica en UTM (archivos shape file).

c. Indicar la metodología de cuantificación de las emisiones de metano utilizada, de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de las presentes Disposiciones.

II. Sección II: Diagnóstico Año base

a. Se deberá llenar una fila por cada pozo, equipo o Componente.b. En caso de identificar más de un tipo de emisión por pozo, equipo o Componente se deberá llenar una fila por cada tipo de emisión

de metano.c. Anotar el Id del pozo, equipo o Componente.d. Indicar el tipo de pozo, equipo o Componente.e. Tratándose de pozos, especificar el tipo de operación del pozo de acuerdo con lo establecido en el artículo 13, fracción II, incisos b),

d) y g) de las presentes Disposiciones. En caso de realizar más de una operación en un mismo pozo se deberán indicar en filas diferentes.

f. Tratándose de equipos o Componentes, indicar las actividades y operaciones asociadas a los mismos.g. Indicar la fecha en la que la emisión se identificó.h. Marcar con una X el estado del pozo, equipo o Componente como: en operación, fuera de operación o por incorporar, según

corresponda.i. Indicar las condiciones operativas (temperatura y presión, entre otras) del pozo, equipo o Componente.j. Marcar con una X los elementos que se utilizaron en la identificación de la emisión de metano, en caso de utilizarse elementos

distintos a los planos y a la revisión en sitio, especificar dichos elementos.k. Marcar con una X el tipo de emisión de metano de conformidad con el artículo 14 de las presentes Disposiciones.l. Anotar las emisiones de metano emitidas anualmente por cada pozo, equipo o Componente en gramos (g), kilogramos (kg) o

toneladas (t).

III. Sección III: Diagnóstico de operaciones en pozos fuera del Año base

a. Se deberá llenar una fila por cada pozo.b. En caso de identificar más de un tipo de emisión por pozo, se deberá llenar una fila por cada tipo de emisión.c. Anotar el Id del pozo.d. Indicar el tipo de pozo.e. Especificar el tipo de operación del pozo de acuerdo con lo establecido en el artículo 13, fracción II, incisos a), c), e), f) y h) de las

presentes Disposiciones. En caso de realizar más de una operación en el mismo pozo se deberán indicar en filas diferentes.f. Indicar la fecha en la que la operación se realizó.g. Marcar con una X el estado del pozo, equipo o Componente como: en operación, fuera de operación o por incorporar, según

corresponda.h. Indicar las condiciones operativas (temperatura y presión entre otras) del pozo.i. Marcar con una X los elementos que se utilizaron en la identificación de la emisión de metano, en caso de utilizarse elementos

distintos a los planos y la revisión en sitio, especificar dichos elementos.j. Marcar con una X el tipo de clasificación de la emisión de metano de conformidad con el artículo 14 de las presentes Disposiciones.k. Anotar las emisiones de metano emitidas anualmente por pozo, equipo o Componente en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas

(t).


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Instructivo para el llenado del formato Anexo II

IV. Sección IV: Documentos anexos al formato

a. Adjuntar la justificación de la selección de la metodología de cuantificación de conformidad con lo establecido en el artículo 18 de las presentes Disposiciones.

b. Adjuntar la documentación sobre las características del SRV y los equipos conectados al mismo.c. Adjuntar la justificación técnica pormenorizada de las acciones equivalentes o superiores de conformidad con el artículo 10 ó 27

fracción III, según corresponda.


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FF-ASEA-031 I I


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Sección I. Instrumentos

Instrumento de detección y/o medición

Tipo de detección

Principio de cuantificación

Países en los cuales se permite

el uso del instrumento y las aplicaciones en

las que se emplea

Límites de detección

(ppm)Limitaciones Restricciones

de su usoMargende error

Uso de instrumentosy/o técnica

complementaria

En su caso, indicar el

instrumentoy/o técnica

complementaria

CualitativaSí No

Cuantitativa

CualitativaSí No

Cuantitativa

CualitativaSí No

Cuantitativa

Sección II. Procedimientos

Instrumento de detección y/o

medición

Procedimientode prueba

Procedimiento para determinar

la distancia máxima de observación

Procedimiento para determinar

la velocidad máxima del viento

Procedimiento para asegurar un entorno térmico

adecuado

Procedimiento para enfrentar condicionesde detección

adversas

Procedimiento para enfrentar interferencias

en la detección

Procedimientode detecciónde las Fugas

Sección III. Metodologías de estimación

Metodologíade estimación

Procedimientode cuantificación

Nivel de confianzade la metodología Limitaciones Restricciones

de su uso

Países en los quese permite el usode la metodología


Sección IV. Calendario del programa de Detección y Reparación de Fugas


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Anexo IIIFormato programa de Detección y Reparación de Fugas (PPCIEM)

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Id delequipo o

Componente

Tipo de equipo o

Componente

Equipo crítico

Inspección técnica de

riesgo

Es visible desde el

sendero de observación

Instrumento de detección y/o medición

Metodología de

estimación

Fecha en que se llevaráa cabo la deteccióndel primer trimestre (dd/mm)

Fecha en que se llevaráa cabo la detección

del segundo trimestre (dd/mm)

Fecha en que se llevaráa cabo la deteccióndel tercer trimestre (dd/mm)

Fecha en que se llevaráa cabo la deteccióndel cuarto trimestre (dd/mm)

Sí SíSí

No

No NoInterferencias

__________

Sí SíSí

No

No NoInterferencias

__________

Sí SíSí

No

No NoInterferencias

__________

Sección V. Documentos anexos al formato


Documentación probatoria de la calibración del instrumento utilizado.

Documentación probatoria de la eficiencia de detección del instrumento homólogo.


Los datos personales recabados para la atención de su trámite serán protegidos, incorporados y tratados, con fundamento en el artículo 15 de la

LFPA, Lo anterior en cumplimiento del décimo séptimo de los lineamientos de protección de datos personales publicados en el Diario Oficial de la Federación el 30 de septiembre de 2005.

Instructivo para el llenado del formato Anexo III


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I. Sección I: Instrumentos

a. Se deberá llenar un renglón por cada instrumento.b. Indicar el instrumento de detección y/o medición.c. Marcar con una X el tipo de detección según corresponda, cualitativo o cuantitativo.d. En caso de ser un instrumento de detección cuantitativa, describir el principio de cuantificación del instrumento.e. Indicar los países en los cuales se permite el uso del instrumento y en las aplicaciones en las que este se emplea.f. Indicar los límites de detección del instrumento establecidos por el fabricante en partes por millón.g. Describir las limitaciones del instrumento.h. Describir las restricciones del uso del instrumento.i. Indicar el margen de error del instrumento.j. Indicar si se utilizará un instrumento o una técnica complementaria adicionalmente al uso del instrumento.k. En su caso, especificar el instrumento o la técnica complementaria que se usará de acuerdo con lo establecido en el artículo 73 de

las presentes Disposiciones.

II. Sección II: Procedimientos

a. Se deberá llenar un renglón por cada instrumento.b. Indicar el instrumento de detección y/o medición.c. Describir el procedimiento de prueba del instrumento.d. Describir el procedimiento para determinar la distancia máxima del personal para llevar a cabo la detección de las emisiones de

metano.e. Describir el procedimiento para determinar la velocidad máxima de viento a la cual se puede llevar a cabo la detección de las

emisiones de metano.f. Describir el procedimiento para asegurar que la detección de las Fugas ocurra en un entorno térmico adecuado.g. Describir el procedimiento para enfrentar condiciones de detección adversas.h. Describir el procedimiento para enfrentar interferencias en la detección de Fugas.i. Describir el procedimiento para llevar a cabo la detección de las Fugas.

III. Sección III: Metodología de la estimación

a. Se deberá llenar un renglón por cada metodología de estimación.b. Indicar la metodología de estimación utilizada.c. Describir el procedimiento de cuantificación de emisiones de metano de la metodología utilizada.d. Indicar el nivel de confianza de la metodología.e. Describir las limitaciones de la metodología.f. Describir las restricciones del uso de la metodología.g. Indicar los países en los cuales se permite el uso de la metodología utilizada y en las aplicaciones en las que esta se emplea.

IV. Sección IV: Calendario del programa de Detección y Reparación de Fugas

a. Anotar el Id del equipo o Componente.b. Especificar el tipo de equipo o Componente.c. Indicar con una X si se trata de equipo crítico o no.d. Indicar con una X si el equipo o Componente implica una Inspección técnica de riesgo.e. Indicar con una X si el equipo o Componente es visible desde el sendero de observación. En caso de existir interferencias,

especificarlas.f. Indicar el instrumento con el que se inspeccionará dicho equipo o Componente.g. Indicar la metodología utilizada para estimar las emisiones de metano derivadas de la Fuga. En caso de utilizarse más de una por

equipo o Componente se deberá llenar un renglón por cada una.h. Indicar el día y mes en el que se llevará a cabo la detección en el primer trimestre.


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Instructivo para el llenado del formato Anexo III

i. Indicar el día y mes en el que se llevará a cabo la detección en el segundo trimestre.j. Indicar el día y mes en el que se llevará a cabo la detección en el tercer trimestre.k. Indicar el día y mes en el que se llevará a cabo la detección en el cuarto trimestre.

V. Sección V: Documentos anexos al formato

a. Adjuntar la documentación probatoria de la de la calibración del instrumento utilizado, de conformidad con lo establecido en el primer párrafo del artículo 73 de las presentes Disposiciones.

b. Adjuntar la documentación probatoria de la eficiencia de detección del instrumento homólogo, de conformidad con lo establecido en el segundo párrafo del artículo 73 de las presentes Disposiciones.


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FF-ASEA-032 I I


l lDD MM AAAA


Nombre de la instalación Ubicación de la instalación

CURR Trimestre correspondiente

Sección II. Resumen trimestralNúmero total de equipos y

Componentes en los que se llevaron a cabo los

procedimientos de detección

Número total deFugas detectadas

Número total deFugas reparadas

Número total deFugas no reparadas

Número total de equipos y

Componentes reemplazados

Volumen totalde metano fugado

(g/kg/t)

Sección III. Detalle de informe trimestral

Id del equipo o

Componente

Tipo de equipo o

Componente

Fechaen la que se

detectó la Fuga (dd/mm)

Concentración previa a la reparación

(ppm)

¿Pudo ser reparado el

equipo o Componente?

Fecha de reparación (dd/mm)

Fecha de comprobación

de la reparación (dd/mm)

Concentración posterior a la reparación

(ppm)

Volumende metano

fugado(g/kg/t)

Fecha de reemplazo

del equipo o Componente

(dd/mm)

Sí No

Sí No

Sí No




Instructivo para el llenado del formato Anexo IV


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Anexo IVFormato informe trimestral del programa de Detección y Reparación de Fugas

(reporte anual de cumplimiento del PPCIEM)

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a. Escribir el nombre de la Instalación.b. Escribir la ubicación de la Instalación: Domicilio y coordenadas geográficas en UTM (shape file).c. Escribir la Clave Única de Registro del Regulado.d. Indicar el trimestre que corresponde a dicho formato.

II. Sección II: Resumen trimestral

a. Anotar el total de los equipos y Componentes en los que se llevaron a cabo los procedimientos de detección.b. Anotar el total de Fugas detectadas.c. Anotar el total de Fugas reparadas.d. Anotar el total de Fugas no reparadas.e. Anotar el total de equipos y Componentes reemplazados.f. Anotar el volumen total de metano fugado en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t).

III. Sección III: Detalle de informe trimestral

a. Se deberá llenar un renglón por cada equipo o Componente.b. Anotar el Id del equipo o Componente.c. Indicar el tipo de equipo o Componente de acuerdo con lo establecido en el artículo 13 de las presentes Disposiciones.d. Indicar la fecha de detección de la Fuga en el equipo o Componente.e. Anotar la concentración, en partes por millón, de la Fuga previa a la reparación.f. Indicar con una X si la Fuga fue reparada o no.g. Indicar la fecha en la cual la Fuga fue reparada.h. Indicar la fecha en la cual se comprobó la reparación de la Fuga.i. Anotar la concentración, en partes por millón, de la Fuga posterior a la reparación.j. Escribir el volumen de metano fugado en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t).k. Indicar la fecha de reemplazo del equipo o Componente que no pudo ser reparado.


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FF-ASEA-033 I I


l lDD MM AAAA


Nombre dela instalación

Ubicación de la instalación

Id y tipode equipoo Componente

Equipo crítico Sí No Inspección técnica del riesgo Sí No

Sección II. Detalle de las acciones del programa de Detección y Reparación de FugasInspección técnica 1

Inspección técnica 2


Inspección técnica…

Inspección técnica n

Nombre del personal que implementó el programa.

Fecha de inicio de la inspección técnica (dd/mm/aaaa)

Hora de inicio de la inspección técnica (hh:mm)

Fecha de conclusión de la inspección técnica

Hora de conclusión de la inspección técnica

Factores técnicos y ambientales durante la inspección técnica

Instrumento utilizado para la detección

Fecha de calibración y de prueba del instrumento (dd/mm/aaaa)

Desviaciones del procedimiento de inspección técnica

Justificación de las desviaciones del procedimiento de inspección técnica

Interferencias en la detección

Concentración previa a la reparación (ppm)

¿Pudo ser reparado? Sí No

Fecha de la reparación (dd/mm/aaaa)



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Anexo VFormato registro de las acciones implementadas del programa de Detección y Reparación

de Fugas por equipo o Componente

gob.mx





Inspección técnica…

Inspección técnica n

Hora de la reparación (hh:mm)

Fecha de comprobación de la reparación (dd/mm/aaaa)

Hora de comprobación de la reparación (hh:mm)

Concentración posterior a la reparación (ppm)

¿No pudo ser reparado por falta de Componentes?Sí No N/A*

Fecha de remisión o compra del Componente (dd/mm/aaaa)

Fecha de reparación utilizando el Componente adquirido (dd/mm/aaaa)

Fecha de reemplazo del equipo si no pudo ser reparado(dd/mm/aaaa)

Volumen de metano fugado (g/kg/t)

*NA = No aplica

Sección III. Documentos anexos al formato


Documentación probatoria de la remisión o compra del equipo y/o Componente.

Nombre del responsable que implementó el programa Firma del responsable que implementó el programa

Los datos personales recabados para la atención de su trámite serán protegidos, incorporados y tratados, con fundamento en el artículo 15

de la LFPA, Lo anterior en cumplimiento del décimo séptimo de los lineamientos de protección de datos personales publicados en el Diario Oficial de la Federación el 30 de septiembre de 2005.

Instructivo para el llenado del formato Anexo V


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a. Esta solicitud deberá ser llenada en computadora.b. Esta solicitud deberá presentarse a la Agencia en medios físicos, magnéticos o electrónicos.c. Se deberá llenar un formato por equipo o Componente dentro del programa de Detección y Reparación por Fuga.d. Se deberá llenar una columna por cada inspección técnica.



a. Escribir el nombre de la Instalación.b. Escribir la ubicación de la Instalación: Domicilio y coordenadas geográficas en UTM (share file).c. Escribir la Clave Única de Registro del Regulado.d. Escribir el Id y tipo de equipo o Componente objeto del formato.e. Indicar con una X si se trata de equipo crítico o no.f. Indicar con una X si el equipo o Componente conlleva una Inspección técnica de riesgo o no.

II. Sección II: Detalle de la Inspección

a. Anotar el nombre completo del personal que implementó el programa.b. Escribir la fecha de inicio de la detección.c. Escribir la hora de inicio de la detección.d. Escribir la fecha de conclusión de la detección.e. Escribir la hora de conclusión de la detección.f. Describir los factores técnicos y ambientales durante la detección.g. Indicar el instrumento utilizado para la detección.h. Anotar las fechas de la calibración y prueba de los instrumentos.i. En su caso, describir las desviaciones del procedimiento de inspección técnica.j. En su caso, justificar las desviaciones del procedimiento de inspección técnica.k. Describir las interferencias durante la detección.l. Anotar la concentración previa a la reparación en partes por millón.m. Indicar con una X si pudo ser reparado o no.n. Escribir la fecha de la reparación.o. Escribir la hora de la reparación.p. Escribir la fecha de la comprobación de la reparación.q. Escribir la hora de la comprobación de la reparación.r. Anotar la concentración posterior a la reparación en partes por millón.s. En caso de no poderse reparar, indicar si esto se debió o no a una falta de Componentes.t. En su caso, escribir la fecha de reparación utilizando el Componente adquirido.u. En su caso, escribir la fecha de reemplazo del equipo que no pudo ser reparado.v. Anotar el volumen total de metano fugado del equipo o Componente en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t).

III. Sección III: Documentos anexos al formato

a. Adjuntar la documentación probatoria de la remisión o compra del Componente.


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Anexo VIFormato reporte anual de cumplimiento del PPCIEM para Instalaciones nuevas

Homoclave del formato Fecha de publicación del formato en el DOF

FF-ASEA-034 I I


l lDD MM AAAA


Nombre de la instalación


CURR Año del reporte

Sección II. Mejora continua

Cuantificación de emisiones de metano del Año base

Variación de las emisiones de metano con respecto al Año base (g/kg/

En su caso, justificación técnica del incremento de las emisiones de metano

Sección III. Acciones programadas y/o implementadas

Id delequipo o

Componente

Tipo deequipo o

Componente

Emisionesde metano

del Año base (g/kg/t)

Variación de las emisiones

de metanocon respecto al Año base

(g/kg/t)

Acciones programadas para el año calendariodel reporte

Reducción de emisiones de

metano estimadas

por la acción (g/kg/t)

¿Se realizóla acción

programada?

Reducciónde emisiones

de metanopor la acción

(g/kg/t)

En su caso, justificación

técnica de no realización de

la acción

En su caso, fecha en la

que se implementará

la acción programada no realizada

Acciones programadas

para el siguiente año

de reporte

Fecha en la que se

implementarán las acciones programadas


de reporte

Sí No

Sí No

Sí No


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Sección IV. Operaciones en pozos fuera del Año base



Estadodel pozo



Tipo de emisión de metano

Emisiones de metano (g/kg/t)


Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

OtrosEspecificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

OtrosEspecificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

OtrosEspecificar


Sección V. Diagnóstico de los equipos y/o Componentes fuera del PPCIEM



Componente


Componente


Operaciones asociadasal equipo o

Componente



Componente


Componente



Tipo de emisión

de metano

Emisionesde metano

(g/kg/t)


Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar


gob.mx


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Sección VI. Acciones de los equipos y/o componentes fuera del PPCIEM

Id delequipo o

Componente

Tipo deequipo o

Componente

Emisionesde metano




(g/kg/t)


Reducción de emisionesde metano estimadas



programada?



(g/kg/t)

En su caso, justificación técnica de

no realización de la acción






de reporte

Fecha en la que se



de reporte

Sí No

Sí No

Sí No

Sección VII. Documentos anexos al formato



Reportes trimestrales del programa de Detección y Reparación de Fugas del año calendario correspondiente.





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Instructivo para el llenado del formato Anexo VI





a. Escribir el nombre de la Instalación.b. Escribir la ubicación de la Instalación: Domicilio y coordenadas geográficas en UTM (shape file).c. Escribir la Clave Única de Registro del Regulado.d. Escribir el año calendario del reporte.

II. Sección II: Mejora continua

a. Escribir el volumen de emisiones de metano del Año base de acuerdo con lo establecido en el artículo 19 y lo reportado en el PPCIEM Dictaminado entregado a la Agencia, en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t).

b. Escribir la variación de las emisiones de metano con respecto al Año base en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t). Para ello, deberán utilizar la siguiente fórmula:

Variación=Emisionesde metanodel añocalendariodel reporte−Emisiones demetano del Añobase

c. En su caso, justificación técnica del incremento de las emisiones de metano.

III. Sección III: Acciones programadas y/o implementadas

a. Se deberá llenar una fila por cada equipo o Componente. En caso de tener más de una acción programada por equipo se deberá llenar una fila por cada una.

b. Anotar el Id del equipo o Componente.c. Indicar el tipo de equipo o Componente.d. Indicar las emisiones de metano del Año base del equipo o Componente en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t), reportadas

en el PPCIEM.e. Escribir la variación de las emisiones de metano con respecto al Año base, en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t), por

equipo o Componente. Para ello, deberán utilizar la siguiente fórmula:


f. Anotar las acciones de prevención y control integral de las emisiones de metano programadas para el año calendario del reporte.g. Escribir la reducción de emisiones de metano estimadas debido a la implementación de la acción en gramos (g), kilogramos (kg) o

toneladas (t).h. Marcar con una X si se realizó o no la acción programada en el año calendario del reporte.i. Escribir la reducción de emisiones de metano resultante de la acción implementada en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t).j. En caso de no realizar la acción programada escribir la justificación técnica.k. En su caso, fecha en la que se implementará la acción programada no realizada.l. Escribir las acciones programadas para el siguiente año del reporte.m. Escribir la fecha en la que se implementarán las acciones programadas para el siguiente año del reporte.

IV. Sección IV: Operaciones en pozos fuera de Año base


presentes Disposiciones. En caso de realizar más de una operación en el mismo pozo se deberán indicar en filas diferentes.f. Indicar la fecha en la que la operación se realizó.


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Instructivo para el llenado del formato Anexo VI

g. Marcar con una X el estado del pozo, equipo o Componente como: en operación, fuera de operación o por incorporar, según corresponda.

h. Indicar las condiciones operativas (temperatura y presión entre otras) del pozo.i. Marcar con una X los elementos que se utilizaron en la identificación de la emisión de metano, en caso de utilizarse elementos


(t).

V. Sección V: Diagnóstico de los equipos y/o Componentes fuera del PPCIEM


de metano.c. Anotar el Id del pozo, equipo o Componente.d. Indicar el tipo de pozo, equipo o Componente.e. Tratándose de pozos, especificar el tipo de operación del pozo de acuerdo con lo establecido en el artículo 13, fracción II, incisos b),





toneladas (t).

VI. Sección VI: Acciones de los equipos y/o Componentes fuera del PPCIEM








VII. Sección VII: Documentos anexos al formato

a. Adjuntar la documentación sobre las características del SRV y los equipos conectados al mismo.


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b. Adjuntar los informes trimestrales del programa de Detección y Reparación de Fugas que se llevaron a cabo en el año calendario del reporte (Anexo IV).

c. Adjuntar la justificación técnica pormenorizada de las acciones equivalentes o superiores de conformidad con el artículo 86.


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FF-ASEA-035 I I


l lDD MM AAAA


Nombre dela instalación


CURRAño calendario del reporte

Sección II. Metas

Cuantificación de emisiones de metano del Año base (g/kg/t)

Variación de las emisiones de metano con respecto al Año base (g/kg/t)

Meta integral de reducción(porcentaje)

Avance de la meta integral de reducción(porcentaje)

Meta anualde reducción (porcentaje)

¿Se cumplió la meta anual de reducción? Sí No

Avance de la meta anualde reducción (porcentaje)

En su caso, justificación técnica de no cumplimiento de la meta anual de reducción

Sección III. Acciones programadas y/o implementadas

Id delequipo o

Componente

Tipo deequipo o

Componente

Emisionesde metano




(g/kg/t)



de metano estimadas



programada?



(g/kg/t)


técnica de no realización de

la acción






de reporte

Fecha en la que se



de reporte

Sí No

Sí No

Sí No


Sección IV. Operaciones en pozos fuera del Año base



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Anexo VIIFormato reporte anual de cumplimiento del PPCIEM para Instalaciones existentes

gob.mx



Estadodel pozo



Tipo deemisión

de metano

Emisionesde metano

(g/kg/t)


Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

OtrosEspecificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

OtrosEspecificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

OtrosEspecificar


Sección V. Diagnóstico de los equipos y/o componentes fuera del PPCIEM



Componente


Componente


Operaciones asociadasal equipo o

Componente



Componente


Componente



Tipo de emisión

de metano

Emisionesde metano

(g/kg/t)


Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar



Fuera de operación

Revisiónen sitio

Emisiones por Fuga

Por incorporar

Otros Especificar


Sección VI. Acciones de los equipos y/o componentes fuera del PPCIEM


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Id delequipo o

Componente

Tipo deequipo o

Componente

Emisionesde metano




(g/kg/t)


Reducción de emisiones de

metano estimadas



programada?



(g/kg/t)


técnica de no realizaciónde la acción






de reporte

Fecha en la que se



de reporte

Sí No

Sí No

Sí No

Sección VII. Documentos anexos al formato



Reportes trimestrales del programa de Detección y Reparación de Fugas del año calendario correspondiente.



Los datos personales recabados para la atención de su trámite serán protegidos, incorporados y tratados, con fundamento en el artículo 15 de la LFPA, Lo anterior en cumplimiento del décimo séptimo de los lineamientos de protección de datos personales publicados en el Diario Oficial de la

Federación el 30 de septiembre de 2005.

Instructivo para el llenado del formato Anexo VII





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gob.mx



a. Escribir el nombre de la Instalación.b. Escribir la ubicación de la Instalación: Domicilio y coordenadas geográficas en UTM (shape file).c. Escribir la Clave Única de Registro del Regulado.d. Escribir el año calendario del reporte.

II. Sección II: Metas

a. Escribir el volumen de emisiones de metano del Año base de acuerdo con lo establecido en el artículo 19 y lo reportado en el PPCIEM Dictaminado entregado a la Agencia, en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t).

b. Escribir la variación de las emisiones de metano con respecto al Año base en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t). Para ello, deberán utilizar la siguiente fórmula:


c. Escribir la meta integral de reducción, en porcentaje, que estableció el Regulado en su PPCIEM.d. Escribir el porcentaje de avance de la meta integral de reducción alcanzado considerando todas las emisiones de metano desde la

entrega del PPCIEM. Para ello, deberán utilizar la siguiente fórmula:

Avancede lameta=(Emisiones reducidas desdela entregadel PPCIEMEmisiones areducir paracumplir conlameta )100%e. Escribir la meta anual de reducción de la Instalación con respecto al Año base, en porcentaje, para el año calendario del reporte,

comprometida en el PPCIEM.f. Indicar con una X si se cumplió o no la meta anual de reducción de la Instalación para el año calendario del reporte, comprometida

en el PPCIEM.g. Escribir el porcentaje de avance de la meta anual de reducción alcanzado considerando todas las emisiones de metano desde la

entrega del PPCIEM. Para ello, deberán utilizar la siguiente fórmula:

Avancede lameta=(Emisiones reducidas del añocale ndariodel reporteEmisionesareducir paracumplir conlametaanual )100%h. En su caso, justificación técnica de no cumplimiento de la meta anual de reducción.

III. Sección III: Acciones programadas y/o implementadas


b. Anotar el Id del equipo o Componente.c. Indicar el tipo de equipo o Componente.d. Indicar las emisiones de metano del Año base del equipo o Componente en gramos, kilogramos o toneladas, reportadas en el

PPCIEM.e. Escribir la variación de las emisiones de metano con respecto al Año base, en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t), por




toneladas (t).



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h. Marcar con una X si se realizó o no la acción programada en el año calendario del reporte.i. Escribir la reducción de emisiones de metano resultante de la acción implementada en gramos (g), kilogramos (kg) o toneladas (t).j. En caso de no realizar la acción programada escribir la justificación técnica.k. En su caso, fecha en la que se implementará la acción programada no realizada.l. Escribir las acciones programadas para el siguiente año del reporte.m. Escribir la fecha en la que se implementarán las acciones programadas para el siguiente año del reporte.

IV. Sección IV: Operaciones en pozos fuera del Año base


presentes Disposiciones. En caso de realizar más de una operación en el mismo pozo se deberán indicar en filas diferentes.f. Indicar la fecha en la que la operación se realizó.g. Marcar con una X el estado del pozo, equipo o Componente como: en operación, fuera de operación o por incorporar, según

corresponda.h. Indicar las condiciones operativas (temperatura y presión entre otras) del pozo.i. Marcar con una X los elementos que se utilizaron en la identificación de la emisión de metano, en caso de utilizarse elementos


(t).

V. Sección V: Diagnóstico de los equipos y/o Componentes fuera del PPCIEM


de metano.c. Anotar el Id del pozo, equipo o Componente.d. Indicar el tipo de pozo, equipo o Componente.e. Tratándose de pozos, especificar el tipo de operación del pozo de acuerdo con lo establecido en el artículo 13 fracción II incisos b),





toneladas (t).

VI. Sección VI: Acciones de los equipos y/o Componentes fuera del PPCIEM







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VII. Sección VII: Documentos anexos al formato

a. Adjuntar la documentación sobre las características del SRV y los equipos conectados al mismo.b. Adjuntar los informes trimestrales del programa de Detección y Reparación de Fugas que se llevaron a cabo en el año calendario

del reporte (Anexo IV).c. Adjuntar la justificación técnica pormenorizada de las acciones equivalentes o superiores de conformidad con el artículo 86.


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