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Jun 19, 2023

Nuevos requisitos de detección y reparación de fugas de metano propuestos por PHMSA

El 5 de mayo de 2023, la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos (PHMSA) del Departamento de Transporte emitió un aviso de reglamentación propuesta titulado “Seguridad de oleoductos: fuga en oleoductos

El 5 de mayo de 2023, la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos (PHMSA) del Departamento de Transporte emitió un aviso de reglamentación propuesta titulado “Seguridad de oleoductos: detección y reparación de fugas en oleoductos” (NPRM) con respecto a las enmiendas regulatorias a los requisitos federales de seguridad de PHMSA para instalaciones de oleoductos. bajo 49 CFR Parte 192, e instalaciones de gas natural licuado (GNL) bajo 49 CFR Parte 193. El NPRM es una respuesta a los mandatos bipartidistas del Congreso en la Ley de Protección de nuestra Infraestructura de Tuberías y Mejora de la Seguridad de 2020 (Ley PIPES)1 y la Ley Biden -Plan de Acción de Reducción de Emisiones de Metano de EE.UU. de la Administración Harris.2

Con comentarios sobre el NPRM previstos para el 16 de agosto de 2023, a continuación se muestra una descripción general de los impactos que el NPRM tendría en los propietarios y operadores de instalaciones de GNL.

El NPRM generalmente adopta los requisitos de las Secciones 113 y 114 de la Ley PIPES y propone enmiendas integrales a las regulaciones de PHMSA en 49 CFR Partes 191-193. Estas enmiendas aumentan la detección de emisiones de metano y reducen las emisiones de metano a través de requisitos y mejores prácticas más estrictos de prevención, detección y reparación de fugas de metano. El NPRM de amplio alcance afectaría los ductos de transmisión de gas, los ductos de distribución, los ductos de recolección de gas, las instalaciones subterráneas de almacenamiento de gas natural y las instalaciones de GNL nuevos y existentes. A alto nivel, el NPRM de PHMSA y las regulaciones propuestas correspondientes:

PHMSA afirma que estas nuevas propuestas mejorarán la seguridad pública, promoverán la justicia ambiental y abordarán la crisis climática al reducir tanto las “emisiones fugitivas” (emisiones no intencionales resultantes de fugas y fallas de equipos, también conocidas como “emisiones no intencionales”) como las “emisiones ventiladas”. (emisiones resultantes de purgas, características de diseño de equipos y otras liberaciones intencionales, también conocidas como “omisiones intencionales”) de más de 2,7 millones de millas de tuberías de transmisión, distribución y recolección de gas, otras instalaciones de gasoductos, instalaciones de almacenamiento e instalaciones de GNL.

Aunque la mayoría del NPRM aborda la detección y reparación de fugas de metano en instalaciones de gasoductos, el NPRM propone adiciones o revisiones significativas a los requisitos existentes de detección, reparación y minimización de emisiones de metano de los operadores de GNL. Por ejemplo, las normas federales de seguridad de PHMSA para instalaciones de GNL en 49 CFR Parte 193 actualmente no requieren que los operadores de instalaciones de GNL realicen inspecciones periódicas y de rutina de los componentes y equipos de las instalaciones para detectar fugas de metano. Sin embargo, por primera vez, PHMSA propone requisitos afirmativos de monitoreo y minimización de fugas de metano en instalaciones de GNL y terminales de exportación.

PHMSA busca implementar estos nuevos requisitos para reducir las emisiones de metano tanto fugitivas como venteadas, explicando que estas emisiones son la segunda fuente más grande de emisiones de metano de las instalaciones de almacenamiento de GNL y la mayor fuente de emisiones de metano de las terminales de exportación de GNL. Si bien las secciones actuales del CFR Parte 191 y 193 requieren que las instalaciones de GNL completen un formulario de informe anual, PHMSA cree que estos requisitos de informes actuales no proporcionan datos completos y precisos sobre las emisiones de metano y las reparaciones. Para abordar esta deficiencia, PHMSA propone cuatro nuevos requisitos de presentación de informes y mantenimiento de registros que se aplican específicamente a las terminales de GNL.

Esta alerta proporciona una descripción general de qué aspectos del NPRM se aplican a las instalaciones de GNL, específicamente las nuevas propuestas:

Como se señaló anteriormente, PHMSA actualmente no exige que los operadores de instalaciones de GNL realicen estudios periódicos de fugas. Ahora, por primera vez, PHMSA busca exigir a los operadores de instalaciones de GNL que realicen inspecciones periódicas y de rutina para detectar fugas de metano. Al hacerlo, PHMSA busca reducir las emisiones fugitivas de metano y otras fugas de equipos, las dos fuentes de emisión de metano más comunes de las instalaciones de almacenamiento de GNL y las terminales de exportación de GNL.

Según las regulaciones propuestas por PHMSA, los operadores de GNL deberán realizar estudios trimestrales de fugas de metano en equipos que contengan metano o GNL durante las operaciones normales de las instalaciones, con un requisito mínimo de sensibilidad de cinco partes por millón. En caso de que se detecte una fuga, el NPRM de PHMSA requeriría que los operadores de instalaciones de GNL reparen las fugas identificadas de acuerdo con procedimientos escritos de mantenimiento o de operaciones anormales, que analizamos a continuación. El requisito de inspección trimestral de fugas de metano propuesto por PHMSA se codificaría como una nueva regulación en 49 CFR § 193.2624.

PHMSA explica además que un beneficio neto de exigir estudios trimestrales sobre fugas de metano es que dicha detección y reparación proactiva de fugas dará como resultado una menor pérdida de producto, más ahorros de costos y brindará a las instalaciones de exportación y almacenamiento de GNL una ventaja competitiva. PHMSA espera que estos requisitos nuevos y mejorados de detección y reparación de fugas de metano mejoren la seguridad pública al permitir la identificación y remediación oportuna de posibles fuentes de ignición de las instalaciones de GNL y reducir la emisión de una fuente fugitiva clave de gas de efecto invernadero. Además, PHMSA explica que los operadores de instalaciones de GNL que actualmente transportan gas natural a sus instalaciones con tuberías de transmisión podrían utilizar sus prácticas existentes de estudio de fugas como base para desarrollar los requisitos específicos de sus instalaciones de GNL.

Aunque PHMSA propone exigir la detección de fugas de metano en general, para evitar conflictos con los requisitos regulatorios existentes y los estándares de GNL de la Asociación Nacional de Protección contra Incendios, PHMSA no propone un marco de programa integral avanzado de detección y reparación de fugas, como lo es para CFR Parte 192- instalaciones de gasoductos regulados. Sin embargo, PHMSA está llevando a cabo una reglamentación paralela en la que está actualizando sus estándares de seguridad de la Parte 193 donde podría considerar los requisitos de monitoreo, inspección y patrullaje de fugas de manera más integral.

Según PHMSA, las purgas y ebullición de GNL representan aproximadamente el 48% de las emisiones totales de metano de GNL. Específicamente, las purgas y evaporaciones representan el 80% de las emisiones de metano del almacenamiento de GNL, el 33% de las emisiones de las terminales de importación y el 4% de las emisiones de las terminales de exportación.3

PHMSA cree que mitigar estas emisiones ventiladas que no son de emergencia es esencial para reducir las emisiones generales de metano y que existen varias tecnologías rentables y recomendadas que pueden ayudar a las instalaciones de GNL a reducir las emisiones de metano provenientes de operaciones, mantenimiento y construcción.4 Por lo tanto, PHMSA propone enmendar las emisiones existentes regulaciones para agregar el nuevo 49 CFR § 193.2523 para exigir que las instalaciones de GNL identifiquen y seleccionen un método probado para mitigar las emisiones de metano durante purgas, ebullición de tanques y otras emisiones ventiladas. PHMSA propone ofrecer las siguientes medidas aprobadas para minimizar purgas, ebullición y emisiones venteadas:

Además, PHMSA propone permitir que los operadores de instalaciones de GNL sugieran enfoques alternativos para minimizar las emisiones de purga; sin embargo, cualquier enfoque alternativo debe: (1) reducir el volumen de gas liberado en al menos un 50 % en comparación con no tomar ninguna medida; y (2) ser aprobado por PHMSA.

Finalmente, el NPRM requeriría que los operadores de GNL desarrollen documentación que describa el conjunto de acciones emprendidas, incluida, entre otras, su elección entre los métodos de mitigación de purga, para minimizar las emisiones venteadas de sus sistemas.

Además de los estudios trimestrales de fugas de metano y las medidas de minimización de purga y ebullición, PHMSA propone introducir cuatro nuevos requisitos de informes y mantenimiento de registros para fugas de metano, reparaciones de tuberías y emisiones totales. Actualmente, PHMSA se basa en estudios históricos de emisiones de metano u otros datos de la agencia para estimar las emisiones totales de metano de las instalaciones de GNL. PHMSA cree que estos nuevos requisitos de encuestas, mantenimiento de registros e informes les permitirán proporcionar datos de emisiones de metano más precisos y oportunos. Estos nuevos requisitos revisarían ciertas secciones del formulario de informe anual de la instalación de GNL F7100.3-1 y agregarían una nueva sección centrada en el mantenimiento.

Primero, en respuesta a una falta general de datos sobre las detecciones, reparaciones y emisiones anuales de fugas de metano en las instalaciones de GNL, PHMSA propone en 49 CFR § 2624 exigir a los operadores de instalaciones de GNL que rastreen e informen cada fuga de metano detectada y reparada, el número de fugas restantes fugas no reparadas y las emisiones totales estimadas de fugas fugitivas de metano de todas las fugas identificadas en su formulario de informe anual F7100.3-1.

En segundo lugar, en respuesta a la falta de datos sobre emisiones de gas de gran volumen, PHMSA propone agregar el nuevo 49 CFR § 191.19, que requeriría que los operadores de instalaciones de GNL informen todas las emisiones de gas de gran volumen, intencionales y no intencionales (definidas como emisiones de gas con un volumen de 1 millón de pies cúbicos o más). Este nuevo formulario de informe requeriría que los operadores de instalaciones de GNL realicen un seguimiento de todas las emisiones no intencionales (es decir, fugitivas) e intencionales (es decir, ventiladas). Se requeriría que los operadores presentaran un informe dentro de los 30 días a partir de la fecha en que se detectó una liberación de gas de gran volumen o 30 días a partir de la fecha en que una liberación previamente detectada pasó a ser notificable.

En tercer lugar, PHMSA propone revisar sus requisitos de informes anuales según 49 CFR § 191.17 eliminando una declaración en el Formulario F71003-1 que sugiere que las fugas que pueden abordarse mediante mantenimiento de rutina no deben contarse como fugas y, en cambio, requieren que los operadores de instalaciones de GNL informen todas las fugas. eliminado por el mantenimiento de rutina.

Finalmente, PHMSA propone en el nuevo 49 CFR § 2523(c) exigir a los operadores de instalaciones de GNL que documenten cada acción tomada para minimizar las emisiones ventiladas de sus sistemas.

Para que los operadores de instalaciones de GNL implementen los cambios descritos anteriormente y detecten fugas de manera proactiva, reparen y reemplacen las tuberías necesarias y rastreen e informen de manera efectiva las fugas y reparaciones, PHMSA propone dos nuevas regulaciones que requieren que las instalaciones de GNL actualicen y sigan nuevos procedimientos de operación y mantenimiento.

Específicamente, el nuevo 49 CFR § 193.2503 requeriría que las instalaciones de GNL actualicen sus procedimientos operativos normales y anormales para eliminar fugas y minimizar las emisiones de gas de las instalaciones de tuberías. De manera similar, el nuevo 49 CFR § 193.2605 requeriría que las instalaciones de GNL actualicen los procedimientos de mantenimiento para eliminar fugas y minimizar los gases liberados.

Observamos que más allá de las propuestas descritas anteriormente, estas dos regulaciones propuestas no dictan qué procedimientos deben seguir las instalaciones de GNL para eliminar fugas y minimizar las emisiones de gas. En cambio, simplemente exigen que las instalaciones de GNL tengan procedimientos y los sigan para eliminar fugas y minimizar las emisiones de gas. El operador de la instalación de GNL, entonces, tiene la discreción de determinar la mejor manera de actualizar sus procedimientos de conformidad con 49 CFR §§ 193.2503 y .2605.

Una vez que PHMSA haya revisado los comentarios sobre el NRPM y emita una regla final, la regla final entrará en vigencia seis meses después de la publicación de la regla final. PHMSA explica que proporcionar a los operadores afectados seis meses para cumplir con los nuevos requisitos es “tiempo suficiente” para implementar los cambios necesarios en sus prácticas de detección, reparación y minimización de fugas y gestionar los costos de cumplimiento relacionados.

PHMSA solicita comentarios sobre todos los aspectos del NPRM, pero solicitó expresamente comentarios con respecto a lo siguiente, ya que el NPRM se relaciona con las instalaciones de GNL:

Los comentarios deben recibirse antes del 16 de agosto de 2023. Nuestros abogados en nuestros grupos de práctica de Políticas Públicas y Derecho y Petróleo, Gas y Recursos líderes en la industria están bien posicionados para ayudarlo a comprender mejor los impactos potenciales y los nuevos requisitos impuestos por el NPRM, así como considerar y preparar comentarios para presentarlos a PHMSA.

Agradecemos las contribuciones a esta publicación de nuestros asociados de verano Paul Anderson y Stacy Jo.

1 A través de la Ley PIPES, el Congreso buscó abordar las brechas regulatorias percibidas con respecto a las fugas en las tuberías mediante la recopilación y presentación de informes de información, la implementación de tecnología y prácticas avanzadas disponibles comercialmente para la identificación, ubicación, categorización y reparación de todas las fugas que sean peligrosas para la seguridad pública o el entorno. Ver PL 116-260 (26 de diciembre de 2020).

2 El Plan de Acción para la Reducción de Emisiones de Metano es un plan integral enfocado en reducir las emisiones de metano en el sector de petróleo y gas, vertederos, minas de carbón abandonadas, agricultura y otras aplicaciones y edificios industriales.

3 Datos reportados del Inventario de GEI y Evaluación de Emisiones de 2022.

4 Véase, por ejemplo, el Programa STAR de Gas Natural de la EPA; Mejores prácticas de gestión del Programa de Desafío Voluntario de Metano de la EPA.

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