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DOF: 07/06/2019
ACUERDO mediante el cual se modifican, adicionan y derogan diversos artículos de las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente

ACUERDO mediante el cual se modifican, adicionan y derogan diversos artículos de las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de 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.

ACUERDO MEDIANTE EL CUAL SE MODIFICAN, ADICIONAN Y DEROGAN DIVERSOS ARTÍCULOS DE LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL QUE ESTABLECEN LOS LINEAMIENTOS EN MATERIA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, SEGURIDAD OPERATIVA Y PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE PARA REALIZAR LAS ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL, EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS.
LUIS REYNALDO VERA MORALES, Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, con fundamento en el artículo Transitorio Décimo Noveno, 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, inciso a), 5o., fracciones III, IV, VI, XXI y XXX, 6o., 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., fracción I, 17 y 26 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 1o. y 4o., de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; 1o., 2o., fracción XXXI, inciso d), 5o., fracción I, 41, 42, 43, fracción VIII, y 45 BIS, segundo párrafo del Reglamento Interior de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales; y 1o. y 3o., párrafos primero y segundo, fracciones I, V y XLVII del Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, y
CONSIDERANDO
Que el 20 de diciembre de 2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos en Materia de Energía, en cuyo artículo Transitorio Décimo Noveno se establece como mandato al Congreso de la Unión la creación de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos como un órgano administrativo desconcentrado de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, con autonomía técnica y de gestión, con atribuciones para regular y supervisar, en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente, las Instalaciones y actividades del Sector Hidrocarburos, incluyendo las actividades de desmantelamiento y abandono de Instalaciones, así como el control integral de residuos.
Que el 11 de agosto de 2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos en la cual se establece que la Agencia tiene por objeto la protección de las personas, el medio ambiente y las Instalaciones del Sector Hidrocarburos, por lo que cuenta con atribuciones para regular, supervisar y sancionar en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente las actividades del Sector, considerando aspectos preventivos y correctivos en casos de Emergencias.
Que la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos establece, entre otras, las atribuciones de esta Agencia para: a) emitir las bases y criterios para que los Regulados adopten las mejores prácticas de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y de protección al medio ambiente que resulten aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos, y b) regular a través de lineamientos, directrices, criterios u otras disposiciones administrativas de carácter general necesarias en las materias de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente.
Que el 11 de agosto de 2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley de Hidrocarburos en la que se define al Reconocimiento y Exploración Superficial como todos aquellos estudios de evaluación que se valen únicamente de actividades sobre la superficie del terreno o del mar para considerar la posible existencia de Hidrocarburos en un área determinada; dentro de éstos se incluyen los trabajos para la adquisición, el procesamiento, reprocesamiento o interpretación de información; a la actividad de Exploración como la actividad o conjunto de actividades que se valen de métodos directos, incluyendo la perforación de pozos, encaminadas a la identificación, descubrimiento y evaluación de Hidrocarburos en el Subsuelo, en un área definida; y a la Extracción como la actividad o conjunto de actividades destinadas a la producción de Hidrocarburos, incluyendo la perforación de pozos de producción, la inyección y la estimulación de Yacimientos, la recuperación mejorada, la Recolección, el acondicionamiento y separación de Hidrocarburos, la eliminación de agua y sedimentos, dentro del Área Contractual o de Asignación, así como la construcción,
localización, operación, uso, abandono y desmantelamiento de Instalaciones para la producción.
Que el 9 de diciembre de 2016, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
Que derivado de la revisión efectuada por esta Agencia sobre las Disposiciones, se detectó la necesidad de modificarlas con el objeto de simplificar la carga administrativa sobre los Regulados manteniendo la certidumbre técnica y jurídica, permitiendo a la Agencia contar con el conocimiento suficiente de las operaciones a desarrollar.
Que en virtud de lo expuesto y con base en el mandato legal conferido a esta Agencia para regular, supervisar y sancionar en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente, en relación con las actividades del Sector Hidrocarburos, se expide el siguiente:
ACUERDO
ÚNICO. Se modifican los artículos 1; 2, párrafo primero, fracciones XXIII, XXXII, XXXVIII, XL y XLIII; 6; 10; 11, párrafo primero, fracciones I, II, III, V y VIII; 14, párrafo primero y fracción I; 21; 24, párrafo primero, fracciones VI, VII, VIII y IX, párrafo tercero; 25; 27, párrafo primero; 29; 32; 38; 41; 43; 52; 54; 57; 58; 59, fracción II; 60, párrafo primero; 61, párrafo primero, fracciones I, inciso e), y II, inciso f); 65; 66; 67; 71, párrafo primero, fracciones I y III; 78, párrafo primero; 80, fracción III; 82, párrafos primero y segundo; 83; 86, fracciones III, VIII y IX; 99; 100, párrafo primero; 101; 111; 112; 114, párrafo primero; 115; 116; 118, párrafo primero; 119, fracciones III y VIII; 120, fracción III; 128 párrafo primero, fracciones I, II, V y VI; 129; 134; 138; 141; 142, fracciones IV y V; 143, párrafo primero y fracción XX; título del Capítulo X; 144, párrafo primero; 149; 150; 151; 152, párrafo primero, fracciones I y II; 153, párrafo primero; 154; 158; 161; 169, párrafo primero; 171, párrafo primero; 172, fracción II; 174; 180; Anexo I; se adicionan los artículos 2, fracciones XII BIS, XXVIII BIS, XXXVII BIS, XXXIX BIS; 27, fracciones I y II; 60, último párrafo; 60 BIS; 78 BIS; 78 TER; 78 QUATER; 100, fracciones I, II, III, IV, V y VI; 118 BIS; 118 TER; 118 QUATER; 132 BIS; 132 TER; 144, fracciones I y II; 152, fracciones III y IV; 152 BIS; 153, fracciones I, II y III; 154 BIS; 157 BIS; 169, fracciones I, II, III, IV, V y VI; 169 BIS; Anexo III; se derogan los artículos 2, fracciones I, X, XIV, XXXVI, XLVII; 9, fracción II; 11, fracciones IV, VI y VII; 17; 18; 26; 55; 56; 109; 110; 145; 146; 147; 148; 155; 156; 165; 167; 168; 169, Modalidad 1 y Modalidad 2; 170, de las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente para realizar las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos, para quedar como sigue:
DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL QUE ESTABLECEN LOS
LINEAMIENTOS EN MATERIA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, SEGURIDAD OPERATIVA Y
PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE PARA REALIZAR LAS ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y
EXPLORACIÓN SUPERFICIAL, EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS
CAPÍTULO I
DISPOSICIONES GENERALES
Artículo 1. Los presentes Lineamientos son de observancia general y tienen por objeto establecer las obligaciones y requisitos que los Regulados deberán cumplir en materia de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente para la realización de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial; Exploración y Extracción de Hidrocarburos en áreas terrestres, Aguas Someras, Aguas Profundas y Ultraprofundas en Yacimientos convencionales.
Artículo 2. Para efectos de la interpretación y aplicación de los presentes Lineamientos, se estará a los conceptos y definiciones, en singular o plural, previstas en la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, la Ley de Hidrocarburos, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, los reglamentos derivados de esas leyes, el Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, así como en las disposiciones administrativas de carácter general aplicables emitidas por la Agencia, la demás normatividad aplicable en la materia y a las siguientes definiciones:
I.                 DEROGADO
 
II.                a IX. ...
X.                DEROGADO
XI.               a XII. ...
XII BIS.         Construcción de Pozo: Comprende el transporte, movilización, instalación de los equipos, según corresponda, para la Perforación en las diferentes etapas que la integran, incluyendo la toma de información, cementación y pruebas de hermeticidad; Terminación de Pozos comprendiendo las Pruebas de Producción; y en su caso el posible Taponamiento del Pozo o incorporación a producción según corresponda;
XIII.             ...
XIV.             DEROGADO
XV.              a XXII. ...
XXIII.           Fuente de Energía Sísmica: Dispositivo o material que suministra energía para la adquisición de datos sísmicos, incluyendo entre otros pistones neumáticos, cargas explosivas o vibradores;
XXIV.           a XXVIII. ...
XXVIII BIS.    Mantenimiento de Pozos: Conjunto de actividades para realizar y mantener en condiciones operativas los Pozos, a través de Reparaciones Mayores y Menores, ya sea de carácter preventivo o correctivo y que pueden realizarse utilizando equipos convencionales o equipos auxiliares. Esta operación, está definida por las siguientes acciones: transporte, movilización, instalación, cambio del aparejo de producción o de inyección dependiendo del tipo de operación a efectuar, Prueba de Producción o de inyectabilidad, entre otras;
XXIX.           a XXXI. ...
XXXII.          Perforación: Es el conjunto de actividades para realizar y mantener la horadación que comunica al Yacimiento con la superficie, mediante herramientas diseñadas para la prospección o Extracción de Hidrocarburos;
XXXIII.          a XXXV...
XXXVI.         DEROGADO
XXXVII.        ...
XXXVII BIS.   Pozo Modelo: Pozo representativo para el desarrollo de un Campo terrestre, lacustre o en Aguas Someras para Yacimientos Convencionales, el cual debe tener condiciones geológicas y modelos geomecánicos que permitan su construcción con un mismo modelo de diseño;
XXXVIII.        Prueba de Producción: Conjunto de actividades realizadas durante la Terminación del Pozo, o posterior a una Reparación Mayor, a fin de evaluar una zona de interés considerando el flujo de Hidrocarburos en superficie, y determinar la capacidad productiva, presión inicial de la formación, permeabilidad o extensión de un Yacimiento;
XXXIX.         ...
XXXIX BIS.    Reparación Mayor: Intervención al Pozo que implica una modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características de la zona productora o el intervalo de inyección;
XL.              Riesgos Someros: Condiciones geológicas del fondo marino y del subsuelo somero, que pueden afectar la Construcción de un Pozo marino; entre los que se encuentran: chimeneas de gas, hidratos de metano, fallas cercanas a la superficie, acuíferos someros sobrepresurizados, sedimentos no consolidados o irregularidades topográficas, presencia de cavernas, bolsas de gas somero, entre otras;
XLI.             a XLII. ...
XLIII.            Taponamiento: Intervención que se le realiza al Pozo para colocar barreras de manera temporal o definitiva, con el objetivo de impedir el flujo de fluidos del Yacimiento o Formación Receptora hacia la superficie;
XLIV.           a XLVI. ...
 
XLVII.           DEROGADO
XLVIII.          ...
...
Artículo 6. Los Regulados deberán observar las mejores prácticas y estándares internacionales para las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Para tal efecto, será obligatorio para los Regulados la observancia de los estándares incluidos en el Anexo I de los presentes Lineamientos.
Los Regulados podrán utilizar prácticas operativas o estándares equivalentes o superiores a los mencionados en el Anexo I, siempre y cuando realicen una justificación técnica pormenorizada que demuestre que las prácticas operativas y estándares propuestos son equivalentes o superiores a los incluidos en el Anexo I.
La justificación técnica pormenorizada deberá ser incluida en el Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado sobre la ingeniería de detalle de un Pozo Exploratorio, Pozo Modelo, Pozos en Aguas Profundas y Ultraprofundas; o en su caso deberá ser manifestada en la Declaratoria bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado sobre la ingeniería de detalle de Pozos que siguen el mismo modelo de diseño de un Pozo Modelo, Pozos de Desarrollo en Aguas Someras, Pozos de Desarrollo en áreas terrestres, Pozos para almacenamiento de Hidrocarburos e Inyectores perforados de manera específica para coadyuvar en la producción de Hidrocarburos.
CAPÍTULO II
DE LOS PRINCIPIOS GENERALES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL, SEGURIDAD OPERATIVA Y
PROTECCIÓN AL MEDIO AMBIENTE
...
Artículo 9. ...
I.     ...
II.     DEROGADO
III.    a V...
...
CAPÍTULO III
DE LA IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS Y ANÁLISIS DE RIESGOS
Artículo 10. Los Regulados deberán realizar el Análisis de Riesgo, de acuerdo con lo establecido en las mejores prácticas nacionales e internacionales y la demás normatividad aplicable que para tal efecto emita la Agencia.
I.     El Análisis de Riesgo deberá considerar como mínimo lo siguiente:
a)   Descripción detallada del proceso;
b)   Histórico de accidentes e incidentes en instalaciones similares;
c)   Justificación técnica de la metodología de riesgos empleada;
d)   Desarrollo y resultados de la o las metodologías de riesgos;
e)   Evaluación y jerarquización de riesgos;
f)    Identificación de escenarios más probables y peor caso;
g)   Determinación de radios potenciales de afectación;
h)   Análisis detallado de consecuencias;
i)    Interacciones de los escenarios de riesgos al interior y al exterior de la instalación;
j)    Sistemas de Seguridad y Medidas para Administrar los Escenarios de Riesgo, y
k)   Recomendaciones derivadas del Análisis de Riesgo, así como el programa de atención de las mismas.
II.     Al realizar la identificación de Peligros de las actividades de Reconocimiento y Exploración
Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos, los Regulados podrán basarse en una variedad de técnicas de identificación de Peligros, tales como:
a)   HAZID.- una técnica de identificación de todos los Peligros significativos asociados a una actividad en particular (por sus siglas en inglés Hazard Identification);
b)   PHA análisis de riesgo preliminar (por sus siglas en inglés Preliminary Hazard Analysis);
c)   JHA análisis de riesgos de trabajo (por sus siglas en inglés Job Hazard Analysis);
d)   FTA análisis de árbol de fallas (por sus siglas en inglés Fault Tree Analysis);
e)   ETA análisis de árbol de eventos (por sus siglas en inglés Event Tree Analysis);
f)    HAZOP análisis de riesgo y operatividad (por sus siglas en inglés Hazard And Operability Analysis);
g)   FMEA análisis modal de fallas y efectos (por sus siglas en inglés Failure Modes and Effects Analysis);
h)   PEM modelización de efectos físicos (por sus siglas en inglés Physical Effects Modelling);
i)    EERA análisis de escape, evaluación y rescate (por sus siglas en inglés Escape, Evacuation and Rescue Analysis), o
j)    ENVID - Identificación de Impacto Ambiental (por sus siglas en inglés Environmental Impact Identification).
III.    La identificación de Peligros que hagan los Regulados deberá, por lo menos, incluir lo siguiente:
a)   El diseño, construcción, operación y Taponamiento;
b)   Condiciones de operación rutinarias y no rutinarias, incluyendo paros, mantenimiento y arranque;
c)   Situaciones de Emergencia, Incidentes y Accidentes, incluyendo:
i.    Fallas de contención de producto/materiales;
ii.   Fallas estructurales;
iii.   Eventos climáticos, geofísicos y otros eventos naturales;
iv.   Sabotaje o incumplimiento a la protección de las personas, y
v.   Factores humanos.
d)   Riesgos potenciales y efectos asociados con actividades realizadas con anterioridad.
Artículo 11. Los Regulados deberán realizar la identificación de Peligros e impactos asociados a las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial incluyendo, al menos los siguientes elementos:
I.     Manejo de materiales explosivos en áreas terrestres;
II.     Manejo de materiales inflamables;
III.    Impactos potenciales en fauna marina o terrestre;
IV.   DEROGADO
V.    Riesgos asociados con emanaciones naturales de Hidrocarburos;
VI.   DEROGADO
VII.   DEROGADO
VIII.  Desmonte en la apertura de brechas y despalme de terreno.
...
Artículo 14.  Los Regulados deberán mantener la información documental en sitio, y presentarla cuando sea requerida por la Agencia, de los impactos ambientales y Riesgos a la Seguridad de los siguientes elementos de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos:
I.     El transporte de equipos, materiales y personas, así como la implementación de sus medidas de prevención y mitigación de los Riesgos e impactos identificados, dentro del Área de Asignación o el Área Contractual, en cumplimiento a la normatividad aplicable y las autorizaciones en materia de Impacto ambiental que correspondan;
 
II.    a III. ...
...
Artículo 17. DEROGADO
Artículo 18. DEROGADO
CAPÍTULO IV
DE LA ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS E IMPACTOS
...
Artículo 21. Para las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, los Regulados deberán mantener la Integridad Mecánica de los equipos empleados durante el desarrollo de las actividades.
...
Artículo 24. Para la reducción de Riesgos e impactos relacionados con la Construcción de Pozos, los Regulados deberán tomar en consideración lo siguiente:
I.     a V. ...
VI.   Reducir los Riesgos e impactos durante la Terminación y las etapas de trabajo;
VII.   Personal que cuente con capacitación y entrenamiento comprobable, previa a la realización de las operaciones peligrosas;
VIII.  Planes de contingencia actualizados de derrames de Hidrocarburos y equipos de recuperación de Hidrocarburos, y
IX.   Recalendarización de actividades de la Construcción de Pozos para considerar la posibilidad de condiciones climatológicas severas.
...
Los Regulados deberán desarrollar un método enfocado a las especificaciones de los requerimientos funcionales, dando mayor atención a la definición y monitoreo de sistemas, procedimientos críticos de operación y mantenimiento, y Equipo Crítico.
Artículo 25. Los Regulados deberán efectuar la revisión de seguridad de pre-arranque, previo al inicio de operación de las Instalaciones que se utilicen en las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Los Regulados deberán cumplir con las observaciones y recomendaciones que se deriven de la revisión.
Artículo 26. DEROGADO
CAPÍTULO V
DE LAS ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL
Artículo 27. Los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica, para actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, en la modalidad de adquisición de datos de campo, la información siguiente:
I.     El Aviso de Inicio de actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, al menos cinco días hábiles antes de iniciar sus operaciones, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; incluyendo lo siguiente:
a)   En caso de no ser titular de las áreas de asignación o contractuales donde se desarrollarán las actividades, deberán entregar copia simple de la autorización de actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial de Hidrocarburos emitida por la Comisión;
b)   Copia simple del acuse del aviso del inicio de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial entregado a la Comisión, y
c)   Copia simple del Plan de trabajo entregado a la Comisión.
En caso de no ser titular de las áreas de asignación o contractuales donde se desarrollarán las actividades, presentar la copia simple del Plan de trabajo autorizado por la Comisión.
II.     El Aviso de Conclusión de actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, dentro de los quince días hábiles posteriores a la conclusión de la adquisición de datos en campo, de conformidad con el formato FF-ASEA-039; incluyendo lo siguiente:
a)   Mapa de cobertura sísmica, donde se indique el posicionamiento geográfico final de los puntos observados en el estudio sísmico, y las coordenadas de éstos, en caso de aplicar.
 
SECCIÓN I. DE LOS EQUIPOS E INSTALACIONES DE RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN
SUPERFICIAL
...
Artículo 29. Los Regulados deberán considerar para la operación de sus equipos, y en su caso, embarcaciones, todas las condiciones y variables operativas, de acuerdo con las mejores prácticas del Sector y a lo establecido por el fabricante. Se deberán instalar los equipos conforme a las especificaciones y las recomendaciones del fabricante, tomando en consideración las recomendaciones derivadas del Análisis de Riesgo.
...
Artículo 32. Los Regulados deberán considerar un espaciamiento mínimo entre los vehículos que lleven a cabo las actividades de sísmica terrestre, tomando en consideración la configuración del convoy, la regulación que resulte aplicable y las mejores prácticas.
SECCIÓN III. DE LAS PROSPECCIONES SIMULTÁNEAS COSTA AFUERA
...
Artículo 38. Los PSO deberán contar con un curso oficial, reconocido nacional o internacionalmente, o con experiencia en estudios de abundancia mediante técnicas de transecto lineal.
...
Artículo 41. El técnico PAM deberá contar con entrenamiento formal en un curso oficial, reconocido nacional o internacionalmente, y conocimientos sobre las características acústicas de las especies del área, localización de dirección y distancia del mamífero marino detectado acústicamente con el método PAM.
...
SECCIÓN IV. DE LAS ÁREAS DE AMORTIGUAMIENTO Y ZONAS DE EXCLUSIÓN COSTA AFUERA
Artículo 43. Los Regulados deberán establecer un perímetro de atenuación alrededor de las Áreas Naturales Protegidas, en los casos en que la actividad se realice en zonas adyacentes a dichas áreas. El perímetro de atenuación se determinará por medio del Análisis de Riesgo de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial.
SECCIÓN V. DE LAS MEDIDAS DE PROTECCIÓN AMBIENTAL PARA LAS ACTIVIDADES DE
RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL EN ÁREAS TERRESTRES
...
Artículo 52. Para el acondicionamiento de líneas sísmicas, los Regulados deberán considerar una distancia de protección a los Acuíferos, manantiales, ríos, arroyos, canales y vasos de captación, con base en la memoria de cálculo y el Análisis de Riesgo de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial.
...
Artículo 54. Al término de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial terrestre, los Regulados deberán restaurar el área y zonas aledañas que hayan resultado afectadas, a condiciones similares a las prevalecientes en las áreas adyacentes, o que propicien la continuidad de los procesos naturales.
CAPÍTULO VI
DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS COSTA AFUERA
Artículo 55. DEROGADO
Artículo 56. DEROGADO
SECCIÓN I: DE LA SELECCIÓN DEL SITIO
Artículo 57. Los Regulados deberán seleccionar el sitio para la realización de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos tomando en cuenta los resultados obtenidos en el Análisis de Riesgo, así como los resolutivos en materia de impacto ambiental.
Artículo 58. En la selección del sitio de Perforación, los Regulados deberán considerar las Áreas Ambientalmente Sensibles que pudieran ser afectadas, tomando en cuenta los resultados obtenidos en el Análisis de Riesgo, así como los resolutivos en materia de impacto ambiental.
 
SECCIÓN II: MOVIMIENTO E INSTALACIÓN DE EQUIPOS
Subsección II.A: Del Movimiento de Instalaciones
Artículo 59. ...
I.     ...
II.     Incluir los requisitos mínimos necesarios para realizar el movimiento de una unidad de Perforación de un lugar de la plataforma a otro de forma segura;
III.    ... V
Artículo 60. Los Regulados deberán registrar en una bitácora el movimiento o cambio de coordenadas de los equipos de Perforación o Reparación Mayor, incluyendo las MODU (unidades móviles de Perforación costa afuera, por sus siglas en inglés, Mobile Offshore Drilling Units) y plataformas fijas de Perforación. Dicho registro deberá realizarse en cualquiera de las siguientes circunstancias:
I.     ... VI.
Los Regulados deberán mantener disponible la bitácora en sitio, para cuando sea requerida por la Agencia.
Artículo 60 BIS. Los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica, el Aviso de Inicio de instalación de plataforma fija para la Extracción, al menos diez días hábiles previo al inicio de la instalación, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; adjuntando los documentos siguientes:
I.     Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que cuenta con todas las certificaciones aplicables, así como el debido cumplimiento establecido por otras dependencias;
II.     Análisis de Riesgo de las actividades que se realizarán para la instalación, y operación de la plataforma fija para la Extracción, así como los Riesgos propios y los generados en el entorno por las operaciones realizadas, por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
III.    Diseño final de la plataforma fija para la Extracción, y
IV.   Programa final de instalación de la plataforma fija para la Extracción.
Subsección II.B: De las Unidades Móviles de Perforación Costa Afuera
Artículo 61. Los Regulados deberán mantener disponible para cuando sea requerido por la Agencia, los planes de diseño, fabricación, montaje, uso, mantenimiento, inspección y verificación de las MODU que utilizarán en la Perforación o Reparación Mayor de Pozos, y deberán acompañarse de la siguiente información:
I.     ...
a)   a d) ...
e)   Consideraciones para la suspensión y movimiento de equipos, y
f)    ...
II.    ...
a)   a e) ...
f)    Consideraciones para la suspensión y movimiento de equipos, y
g)   ...
...
Artículo 65. Todas las Instalaciones deberán estar ubicadas a una distancia segura de otras Instalaciones, estructuras, ayudas de navegación, Áreas Ambientalmente Sensibles y especies vulnerables, tomando como base los resultados del Análisis de Riesgo. Los Regulados deberán consultar a los propietarios de otras Instalaciones y estructuras vecinas, para coordinarse con ellos y garantizar el posicionamiento seguro de las mismas.
 
SECCIÓN III: DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, ARRANQUE Y MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES
Artículo 66. Los Regulados deberán verificar la Integridad Mecánica de sus Instalaciones en la construcción, operación y mantenimiento, utilizadas para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
Artículo 67. Los Regulados deberán considerar para el diseño y construcción de las Instalaciones, todas las condiciones y variables operativas, de acuerdo con las mejores prácticas de la industria.
Se deberán instalar y operar los equipos e Instalaciones conforme a los parámetros de diseño, las especificaciones y las recomendaciones del fabricante, tomando en consideración las recomendaciones derivadas del Análisis de Riesgo.
...
Artículo 71. Los Regulados deberán implementar y mantener un sistema de monitoreo remoto, que les permita contar con la información sobre las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos. El sistema de monitoreo deberá permitir, por lo menos, la transferencia de información de lo siguiente:
I.     Parámetros de las actividades de Perforación, Prueba de Producción, Terminación, Mantenimiento de Pozos y Taponamiento; para facilitar el correcto funcionamiento de los equipos;
II.     ...
III.    Comunicación entre las Instalaciones y el centro de monitoreo, y
IV.   ...
...
Artículo 78. Los Regulados deberán verificar la Integridad Mecánica de las FPSOs u otros artefactos navales, que tengan como propósito la Extracción de Hidrocarburos, a fin de garantizar la Seguridad Industrial y Seguridad Operativa en las etapas de diseño, construcción, operación y mantenimiento.
...
...
I.     a VII.
Artículo 78 BIS. Para la Construcción de Pozos, los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica:
I.     El Aviso de Inicio de la Construcción de Pozo, al menos cinco días hábiles previo al inicio de la Construcción de Pozo, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; adjuntando lo siguiente:
a)   Para Pozos Exploratorios costa afuera, Pozos de Desarrollo en Aguas Profundas y Ultraprofundas;
i.    Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado en el que conste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas;
ii.   Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado del Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo que incluya aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
iii.   Para Pozos que cuenten con cabezal y preventores submarinos, adjuntar el análisis estático y dinámico del riser;
iv.   Diseño final de la Perforación y Terminación del Pozo, y
v.   Ingeniería conceptual o básica de la Perforación de uno o dos Pozos de Alivio, según aplique tomando en consideración los Análisis de Riesgo asociados al sitio donde se ubicarán, así como los Riesgos propios de la operación de éstos.
b)   Para Pozos Modelo;
i.    Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado en el que conste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas;
ii.   Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado del Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo que incluya aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
 
iii.   Diseño final de la Perforación y Terminación del Pozo, y
iv.   Documento donde se indique el número de Pozos que se perforarán con el mismo modelo de diseño del Pozo Modelo; ubicaciones, nomenclatura, identificación y clasificación.
c)   Para Pozos que siguen el mismo modelo de diseño de un Pozo Modelo;
i.    Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas; y que el Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo incluye aquellos Riesgos propios, y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado, y
ii.   Nombre del Pozo Modelo, que tomaron como modelo de diseño.
d)   Para Pozos de Desarrollo en Aguas Someras, Pozos para almacenamiento de Hidrocarburos, Inyectores perforados de manera específica para coadyuvar en la producción de Hidrocarburos;
i.    Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas; y que el Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo incluye aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
ii.   Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo, que incluyan aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado, y
iii.   Diseño final de la Perforación y Terminación del Pozo.
e)   Para Pozo Alterno, que mantiene el mismo Diseño del Pozo inicial;
i.    Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas; y que el Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo incluye aquellos Riesgos propios, y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado, y
ii.   Nombre del Pozo inicial, que tomaron como modelo de diseño.
II.     El Aviso de Conclusión de Construcción de Pozos, dentro de los treinta días hábiles posteriores a la conclusión de la Construcción de Pozos, de conformidad con el formato FF-ASEA-039; adjuntando lo siguiente:
a)   Informe detallado de la Construcción del Pozo, que deberá incluir, al menos, la siguiente información:
i.    Análisis comparativo de lo programado contra lo real, de las siguientes operaciones:
a.   Perforación, y
b.   Terminación, incluyendo la Estimulación y las Pruebas de Producción (cuando aplique).
ii.   Estado mecánico final;
iii.   En el caso de que el Pozo resulte taponado como parte de la Construcción del Pozo, deberán entregar el reporte detallado de la conclusión del Taponamiento, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 154 BIS, y
iv.   Evidencia de atención a las recomendaciones del Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle.
Artículo 78 TER. El Aviso de Inicio de Reparación Mayor deberá presentarse, al menos, en los siguientes casos:
I.     Cambio o incorporación de intervalo productor;
II.     Reentradas a partir de un Pozo existente, y
III.    Profundizaciones en busca de nuevos objetivos.
 
Artículo 78 QUATER. Los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica, el Aviso de Inicio de Reparación Mayor, al menos cinco días hábiles previo a su inicio, precisando el tipo de Reparación Mayor, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; adjuntando lo siguiente:
I.     Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que el Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle de la Reparación Mayor del Pozo, incluye aquellos Riesgos propios y los generados por las operaciones realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
II.     Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle de la Reparación Mayor del Pozo, que incluyan aquellos Riesgos propios y los generados por las operaciones realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
III.    Diseño final de la Reparación Mayor, y
IV.   Fecha estimada del inicio de producción del Pozo.
Previo al inicio de la Reparación Mayor de Pozos, los Regulados deberán verificar la Integridad Mecánica del Pozo y mantener disponible la evidencia documental en sitio para cuando sea requerida por la Agencia.
SECCIÓN IV: DE LA PERFORACIÓN
...
Artículo 80. ...
I.     a II. ...
III.    La contaminación de aguas subterráneas durante las operaciones de Perforación y cementación.
...
Artículo 82. Los Regulados deben realizar pruebas a los Equipos Críticos identificados en su Análisis de Riesgo, incluyendo, sin ser limitativos, el Conjunto de Preventores, el ROV (vehículo de operación remota, por sus siglas en inglés, remotely operated vehicle), así como la verificación de los sistemas de redundancia o secundarios con los que cuenten dichos equipos críticos y las conexiones superficiales de control de Pozos, de acuerdo con lo establecido en las recomendaciones del fabricante y considerando al menos los elementos siguientes:
I.     a II. ...
Si alguna prueba de dichos Equipos Críticos indica que los mismos no están en apego con las recomendaciones del fabricante y con los elementos establecidos en las fracciones I y II, no se podrá reanudar o, en su caso, se tendrá que suspender la Perforación, Prueba de Producción o Estimulación, hasta que el resultado obtenido de la prueba sea satisfactorio. En caso de que haya cualquier indicación de una fuga del fluido, se deberá investigar la causa, para reparar la fuga y resolver el problema, asegurando la hermeticidad de las conexiones.
Artículo 83. Los Regulados deberán mantener vigentes y disponibles, para cuando la Agencia lo requiera, las certificaciones del Conjunto de Preventores y Equipos Críticos.
...
Artículo 86. ...
I.     a II. ...
III.    El Conjunto de Preventores deberá incluir arietes de corte operados vía remota;
IV.   a VII. ...
VIII.  El cabezal submarino del Pozo, el Conjunto de Preventores, el LMRP (por sus siglas en inglés, lower marine riser package), la junta flexible, los controles y los indicadores de inclinación en los sistemas submarinos serán inspeccionados por un ROV, o un sistema alternativo de cámara al menos una vez al día, siempre que las condiciones climatológicas lo permitan;
IX.   Se realizarán inspecciones rutinarias del Conjunto de Preventores, basadas en el manual de instrucciones y boletines de ingeniería del fabricante y directrices de la industria;
X.    a XV. ...
...
Artículo 99. Los Regulados deberán mantener disponible en sitio, para cuando sea requerido por la Agencia, el listado y diseño de los equipos de seguridad y prevención de contaminación.
 
SECCIÓN VI: DE LA ESTIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
Artículo 100. Previo al inicio de las operaciones de Estimulación o Fracturamiento, los Regulados deberán verificar la Integridad Mecánica del Pozo, adicionalmente deberán mantener disponible la información siguiente en sitio, para cuando sea requerida por la Agencia,
I.     Programa de la Estimulación, que contenga al menos;
a)   Condiciones iniciales del Pozo (Presión, gasto, diámetro del estrangulador);
b)   Intervalos a estimular, y
c)   Listado de aditivos y volumen a emplear.
II.     Los resultados de la extensión de la fractura con base en la simulación, para el caso de Fracturamiento;
III.    Verificar y demostrar que las tuberías resistirán la presión máxima durante las operaciones de Fracturamiento;
IV.   Listado de materiales y equipos a utilizar en la Estimulación;
V.    Verificar y demostrar la Integridad Mecánica del Pozo, y
VI.   Hojas de seguridad de materiales donde reporten el tipo de aditivos, así como el volumen utilizado y el manejo de fluidos recuperados.
Artículo 101. El manejo y almacenamiento de los aditivos y sustentantes para la formulación de los fluidos para estimular o fracturar el Yacimiento deberán realizarse de acuerdo con la normatividad aplicable y las mejores prácticas para su manejo.
...
CAPÍTULO VII
DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN ÁREAS
TERRESTRES
...
Artículo 109. DEROGADO
Artículo 110. DEROGADO
SECCIÓN I: DE LA SELECCIÓN DEL SITIO
Artículo 111. La Perforación de los Pozos, localizaciones y vías de acceso deberán realizarse con la menor afectación del área superficial, de preferencia aprovechando la Infraestructura y cuadros de maniobras pre-existentes; siempre y cuando sea técnicamente factible, y se cumplan las condiciones de seguridad necesarias, tomando en cuenta los resultados del Análisis de Riesgo realizado para esta actividad así como los resolutivos en materia de impacto ambiental. Se deberá privilegiar la concentración del mayor número de Pozos técnicamente posible dentro de la misma localización.
Artículo 112. En la selección del sitio de Perforación los Regulados deberán considerar Áreas Ambientalmente Sensibles y los núcleos de población cercanos que pudieran ser afectados, tomando como base los resultados del Análisis de Riesgo.
...
SECCIÓN II: MOVIMIENTO E INSTALACIÓN DE EQUIPOS
Artículo 114. Los Regulados deberán llevar a cabo la planeación para realizar el traslado del equipo de Perforación y/o Reparación Mayor. El plan de traslado del equipo deberá estar disponible para cuando sea requerido por la Agencia y deberá contener, por lo menos, lo siguiente:
I.     a III. ...
 
SECCIÓN III: DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, ARRANQUE Y MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES
Artículo 115. Los Regulados deberán verificar la Integridad Mecánica de sus Instalaciones en las etapas de construcción, operación y mantenimiento, utilizadas para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
Artículo 116. Los Regulados deberán considerar para el diseño y construcción de las Instalaciones, todas las condiciones y variables operativas, de acuerdo con las mejores prácticas de la industria.
Se deberán instalar y operar los equipos e Instalaciones conforme a los parámetros de diseño, las especificaciones y las recomendaciones del fabricante, tomando en consideración las recomendaciones derivadas del Análisis de Riesgo.
...
Artículo 118. Los Regulados deberán implementar y mantener un sistema que les permita contar con la información sobre la Perforación, Prueba de Producción, Terminación y Mantenimiento de Pozos. El sistema deberá permitir, sin ser limitativo, el monitoreo de información sobre lo siguiente:
I.     a III. ...
Artículo 118 BIS. Para la Construcción de Pozos, los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica:
I.     El Aviso de Inicio de Construcción de Pozo, al menos cinco días hábiles previo al inicio de la Construcción de Pozo, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; adjuntando lo siguiente:
a)   Pozos Exploratorios en áreas terrestres;
i.    Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado en el que conste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas;
ii.   Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado del Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo, que incluya aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
iii.   Diseño final de la Perforación y Terminación del Pozo, y
iv.   Ingeniería conceptual o básica de la Perforación de uno o dos Pozos de Alivio, según aplique tomando en consideración los Análisis de Riesgo asociados al sitio donde se ubicarán, así como los Riesgos propios de la operación de éstos.
b)   Para los Pozos Modelo;
i.    Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado en el que conste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas;
ii.   Dictamen Técnico emitido por un Tercero Autorizado del Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo, que incluya aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
iii.   Diseño final de la Perforación y Terminación del Pozo, y
iv.   Documento donde se indique el número de Pozos que se perforarán con el mismo modelo de diseño del Pozo Modelo; ubicaciones, nomenclatura, identificación y clasificación.
c)   Para Pozos que siguen el mismo modelo de diseño de un Pozo Modelo;
i.    Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas; y que el Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo incluye aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado, y
ii.   Nombre del Pozo Modelo, que tomaron como modelo de diseño.
 
d)   Para Pozos de Desarrollo en áreas terrestres, Pozos para almacenamiento de Hidrocarburos, e Inyectores perforados de manera específica para coadyuvar en la producción de Hidrocarburos;
i.    Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas; y que el Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo incluye aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
ii.   Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo, que incluyan aquellos Riesgos propios y los generados por las operaciones realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado, y
iii.   Diseño final de la Perforación y Terminación del Pozo.
e)   Para Pozo Alterno, que mantiene el mismo Diseño del Pozo inicial;
i.    Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que la ingeniería de detalle del Pozo es acorde con la normatividad aplicable y las mejores prácticas; y que el Análisis de Riesgo de la Construcción del Pozo y la ingeniería de detalle del Pozo incluye aquellos Riesgos propios, y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado, y
ii.   Nombre del Pozo inicial, que tomaron como modelo de Diseño.
II.     El Aviso de Conclusión de Construcción de Pozo, dentro de los treinta días hábiles posteriores a la conclusión de la Construcción de Pozo, de conformidad con el formato FF-ASEA-039; adjuntando lo siguiente:
a)   Informe detallado de la Construcción del Pozo, que deberá incluir, al menos, la siguiente información:
i.    Análisis comparativo de lo programado contra lo real, de las siguientes operaciones:
a.   Perforación, y
b.   Terminación, incluyendo la Estimulación y las Pruebas de Producción (cuando aplique).
ii.   Estado mecánico final;
iii.   En el caso de que el Pozo resulte taponado como parte de la Construcción del Pozo, deberán entregar el reporte detallado de la conclusión del Taponamiento, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 154 BIS, y
iv.   Evidencia de atención a las recomendaciones del Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle.
Artículo 118 TER. El Aviso de Inicio de Reparación Mayor deberá presentarse, al menos, en los siguientes casos:
I.     Cambio o incorporación de intervalo productor;
II.     Reentradas a partir de un Pozo existente, y
III.    Profundizaciones en busca de nuevos objetivos.
Artículo 118 QUATER. Los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica, el Aviso de Inicio de Reparación Mayor, al menos cinco días hábiles previo a su inicio, precisando el tipo de Reparación Mayor, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; adjuntando lo siguiente:
I.     Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que el Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle de la Reparación Mayor del Pozo, incluye aquellos Riesgos propios y los generados por las operaciones realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
II.     Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle de la Reparación Mayor del Pozo, que incluyan aquellos Riesgos propios y los generados por las operaciones realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
 
III.    Diseño final de la Reparación Mayor, y
IV.   Fecha estimada del inicio de la producción del Pozo.
Previo al inicio de la Reparación Mayor de Pozos, los Regulados deberán verificar la Integridad Mecánica del Pozo y mantener disponible la evidencia documental en sitio para cuando sea requerida por la Agencia.
SECCIÓN IV: DE LA PERFORACIÓN
Artículo 119. ...
I.     a II. ...
III.    Contar con las conexiones superficiales de control para las actividades específicas de Perforación, Pruebas de Producción, Terminación y Mantenimiento de Pozos, conforme a las máximas condiciones de presión y temperatura de operación esperadas. Las conexiones superficiales de control incluyen, entre otras, al cabezal de Pozo, el Conjunto de Preventores, el árbol de válvulas y las líneas de tratamiento y de control, entendiendo a estas últimas como las tuberías e interconexiones para operación de los equipos mencionados;
IV.   a VII. ...
VIII.  Implementar procedimientos para mitigar los Riesgos en la preparación, acondicionamiento, uso y manejo de los fluidos y materiales utilizados durante la Perforación, Pruebas de Producción, Terminación y Mantenimiento de Pozos, y
IX.   ...
Artículo 120. ...
I.     a II. ...
III.    La contaminación de aguas subterráneas durante las operaciones de Perforación y cementación.
...
SECCIÓN VI: DE LA ESTIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
...
Artículo 128. Para las operaciones de Estimulación del Yacimiento, los Regulados deberán mantener disponible en sitio, para cuando sea requerida por la Agencia, la información siguiente:
I.     Programa de la Estimulación, que contenga al menos;
a)   Condiciones iniciales del Pozo (Presión, gasto, diámetro del estrangulador);
b)   Intervalos a estimular, y
c)   Listado de aditivos y volumen a emplear.
II.     Los resultados de la extensión de la fractura con base en la simulación, para el caso de Fracturamiento;
III.    a IV. ...
V.    Verificar y demostrar la Integridad Mecánica del Pozo, y
VI.   Hojas de seguridad de materiales donde reporten el tipo de aditivos, así como el volumen utilizado y el manejo de fluidos recuperados.
Artículo 129. El manejo y almacenamiento de los aditivos y materiales para la formulación de los fluidos para estimular el Yacimiento, deberá realizarse en apego a lo establecido en la normatividad aplicable y las mejores prácticas.
...
CAPÍTULO VIII
DE LA RECOLECCIÓN Y MOVILIZACIÓN DE HIDROCARBUROS
...
Artículo 132 BIS. Los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica, el Aviso de Inicio de producción, al menos cinco días hábiles previo al comienzo de la producción inicial del Pozo o conjunto de Pozos en la misma Instalación, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; adjuntando el programa de arranque que deberá incluir al menos, la siguiente información:
 
I.     Calendarizado de la secuencia de arranque;
II.     Secuencia de apertura y alineación de válvulas de los árboles de producción, equipos del Pozo, cabezales de recolección y equipos de separación, así como válvulas seccionadoras, entre otros, y
III.    Evidencia documental del arranque de las Instalaciones, que incluya al menos:
a)   Programa de pruebas mecánicas;
b)   Programa de pruebas hidrostáticas;
c)   Programa de pruebas funcionales;
d)   Programa de energización, y
e)   Revisión de seguridad de Pre-arranque.
La presentación de este Aviso no considera el inicio de la producción posterior a cierres programados, cierres no programados, cierres para reestablecer la presión del Yacimiento, cierres por emergencias, cierres por malas condiciones climatológicas, cierres por pruebas de presión de interferencia o cierres asociados a otros tipos de pruebas de presión-producción.
Artículo 132 TER. Los Regulados deberán presentar a la Agencia en forma física o electrónica, el Aviso de Inicio de instalación de las Líneas de Descarga nuevas, al menos diez días hábiles previo al inicio de la instalación, de conformidad con el formato FF-ASEA-038; adjuntando los documentos siguientes:
I.     Declaración bajo protesta de decir verdad firmada por el representante legal del Regulado, en la que manifieste que el Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle de las Líneas de Descarga, incluye aquellos Riesgos propios y los generados por las operaciones realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
II.     Análisis de Riesgo de la ingeniería de detalle de las Líneas de Descarga, que incluyan aquellos Riesgos propios y los generados por las actividades realizadas por contratistas, subcontratistas, prestadores de servicios y proveedores del Regulado;
III.    Diseño final de las Líneas de Descarga, y
IV.   Programa final de la instalación de Líneas de Descarga.
...
Artículo 134. Las operaciones de Recolección y desplazamiento de Hidrocarburos mediante vehículos terrestres o embarcaciones marinas deberán, cumplir con la normatividad aplicable y las mejores prácticas de la industria.
...
Artículo 138. Los Regulados deberán implementar en los equipos empleados para el acondicionamiento y separación de Hidrocarburos, Barreras suficientes para realizar una operación segura, de acuerdo con los resultados del Análisis de Riesgo.
...
CAPÍTULO IX
DE LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
...
Artículo 141. Previo a la realización de la Prueba de Producción, los Regulados deberán realizar una verificación sobre la integridad y la hermeticidad del Pozo, el aparejo de prueba, así como de las conexiones superficiales de control, mediante pruebas de presión; deberán registrar y mantener disponible la información documental que acredite los resultados de dichas pruebas, para cuando la Agencia lo requiera.
Los parámetros del diseño de la Prueba de Producción deberán, considerar el comportamiento esperado de las variables de operación relacionadas con la Prueba de Producción, tales como: presión, volumen, gasto de fluidos, temperatura y composición de los fluidos, entre otras.
Artículo 142. ...
I.     a III. ...
IV.   Mantener comunicación entre el cuarto de control y todos los dispositivos de seguridad tales como medidores de explosión de gas, detectores de hidrógeno, y radios portátiles intrínsecamente seguros que deberán estar en condiciones de operación y uso;
 
V.    Disponer de equipos de respiración autónoma, detectores fijos y portátiles de gas, incluyendo los detectores de ácido sulfhídrico (H2S), en el equipo de Perforación y en la unidad de registro de Hidrocarburos, cuya capacidad y cantidad debe ser determinada en el Análisis de Riesgo, y establecido en sus Planes de Respuesta a Emergencia, realizado previamente para esta actividad. Los equipos deben estar en condiciones de operación y uso por el personal que así lo requiera, para el caso de los detectores deben contar con calibración vigente, y
VI.   ...
Artículo 143. Los Regulados deberán mantener disponible en sitio, al menos la siguiente información de Pruebas de Producción, para cuando sea requerida por la Agencia:
I.     a XIX. ...
XX.  En caso de utilizar barco de proceso, presentar la relación de los equipos para conexión hacia la plataforma y las especificaciones técnicas del barco de proceso, y
XXI. ...
CAPÍTULO X
DEL TAPONAMIENTO DE POZOS
Artículo 144. Previo al inicio de Taponamiento temporal o definitivo de Pozos, los Regulados deberán mantener disponible en sitio para cuando sea requerida por la Agencia, la siguiente información:
I.     Programa de Taponamiento por cada Pozo, que deberá incluir como mínimo, lo siguiente:
a)   Estado mecánico del Pozo, que incluya:
i.    Profundidad del Pozo;
ii.   Intervalos disparados que no han sido aislados;
iii.   Profundidades de Tuberías de Revestimiento y Aparejos de Producción;
iv.   Columna geológica;
v.   Profundidad de equipos subsuperficiales, y
vi.   Cimas de las lechadas de la cementación de las Tuberías de Revestimiento.
b)   Identificación y ubicación del Pozo;
c)   Programa de colocación de Barreras dentro del Pozo;
d)   Método de Taponamiento, que incluya:
i.    Presión máxima posible en superficie;
ii.   Tipos de tapones;
iii.   Profundidad de los tapones;
iv.   Cimas de tapones de cemento;
v.   Longitudes de los tapones;
vi.   Información documental que sustenta el método del Taponamiento, y
vii.  Tipo y propiedades del fluido de control y de la lechada de cemento para el Taponamiento.
e)   Programa de verificación del Taponamiento, que incluya:
i.    Pruebas de presión de los tapones, y
ii.   Verificación de las cimas de los tapones.
f)    Pruebas consideradas para dar seguimiento y asegurar la integridad del Pozo, que incluya:
i.    El potencial de derrames accidentales y las medidas de mitigación correspondientes, y
ii.   Descripción de los equipos subsuperficiales.
g)   Para el caso de Pozos con Taponamiento definitivo, adicionalmente incluir:
i.    Profundidad propuesta para el corte de la Tubería de Revestimiento, y
ii.   Programa de eliminación o corte de la Tubería de Revestimiento.
 
h)   Para el caso de Pozos con Taponamiento temporal, adicionalmente incluir:
i.    Programa de monitoreo, y
ii.   Programa de pruebas.
II.     Motivo por el cual será taponando el Pozo de forma temporal o definitiva.
Artículo 145. DEROGADO
Artículo 146. DEROGADO
Artículo 147. DEROGADO
Artículo 148. DEROGADO
Artículo 149. La Agencia podrá ordenar el Taponamiento definitivo de un Pozo, cuando el mismo represente una amenaza para la integridad física de las personas, el medio ambiente o a las Instalaciones.
Artículo 150. Para el diseño del Taponamiento del Pozo, los Regulados deberán utilizar siempre dos Barreras probadas independientes, pudiendo utilizar una Barrera de tipo mecánico a través de la trayectoria de flujo, independientemente de si el Pozo va a ser taponado de manera temporal o definitiva.
En el caso de Taponamiento definitivo del Pozo, la Barrera de tipo mecánica solo podrá ser utilizada como soporte para la colocación del tapón de cemento.
Artículo 151. Los Regulados deberán contar con procedimientos y medidas de mitigación para minimizar los Impactos ambientales para el Taponamiento de Pozos.
Artículo 152. Para el Taponamiento de Pozos, los Regulados deberán cumplir, como mínimo, con lo siguiente:
I.     Aislar las formaciones productoras de Hidrocarburos;
II.    Evitar la migración de fluidos de formación dentro del Pozo;
III.    Verificar la profundidad del tapón de cemento, y
IV.   Verificar la hermeticidad del intervalo taponado mediante pruebas de presión.
Artículo 152 BIS. Los Regulados deberán monitorear y realizar pruebas al Pozo, posterior a realizar Taponamiento temporal, con base en lo establecido en su programa de Taponamiento.
En el caso de Pozos con Taponamiento temporal en Aguas Profundas y Ultraprofundas, los Regulados deberán realizar una verificación visual de acuerdo con lo establecido en su programa de Taponamiento, adicionalmente deberán establecer la frecuencia de verificación visual con base en las recomendaciones de su Análisis de Riesgo y no podrá ser mayor a un año.
Artículo 153. Los Regulados deberán realizar el Taponamiento definitivo de los Pozos que se encuentren en los siguientes supuestos:
I.     Pozos con Taponamiento temporal por un periodo igual a tres años y que no cuenten con un programa de monitoreo;
II.     Pozos que concluyeron su vida productiva y que no serán convertidos en Pozos de Disposición, y
III.    Pozos que ya no formarán parte de un plan de desarrollo.
Artículo 154. Los Regulados deberán realizar el Taponamiento de Pozos atendiendo las medidas y condicionantes establecidas en la autorización en materia de Impacto ambiental.
Artículo 154 BIS. Los Regulados deberán elaborar un reporte detallado de la conclusión del Taponamiento por cada Pozo, el cual deberán tener disponible para cuando sea requerido por la Agencia. El reporte deberá de incluir, como mínimo, la siguiente información:
I.     Descripción detallada de las actividades realizadas;
II.    Estado mecánico final del Pozo, que incluya:
a)   Profundidad total del Pozo;
b)   Profundidades de Tuberías de Revestimiento;
c)   Columna geológica, y
d)   Cimas de las lechadas de la cementación de las Tuberías de Revestimiento.
 
III.    Registro de los parámetros operativos de las actividades de Taponamiento de Pozos;
IV.   Tipo y número de tapones;
V.    Resultados de la verificación de las cimas de los tapones;
VI.   Pruebas de presión a los tapones y resultados de las mismas;
VII.   Para el caso de Pozos con Taponamiento definitivo se deberá incluir la descripción de las actividades realizadas para el corte de la Tubería de Revestimiento, y
VIII.  Evidencia documental que demuestre lo declarado en los incisos anteriores.
Artículo 155. DEROGADO
Artículo 156. DEROGADO
...
Artículo 157 BIS. Los Regulados deberán realizar las etapas de Cierre, Desmantelamiento y Abandono de instalaciones con base en un programa que considere cada una de dichas etapas, el programa deberá contener todos los elementos necesarios para garantizar la Seguridad Industrial, la Seguridad Operativa y la protección del Medio Ambiente, asimismo deberán cumplir con la regulación que para tal efecto emita la Agencia.
CAPÍTULO XI
DE LA DESTRUCCIÓN CONTROLADA Y VENTEO DE GAS NATURAL
Artículo 158. Los Regulados deberán realizar las operaciones de Destrucción Controlada y Venteo de Gas Natural de forma segura y con apego a la Normatividad vigente aplicable en la materia.
...
Artículo 161. A efecto de preservar la Seguridad Operativa al momento de realizar la Destrucción Controlada y Venteo del Gas Natural, los Regulados deberán adoptar las medidas necesarias para procurar la protección contra incendios y otros Incidentes en las Instalaciones dedicadas a la Destrucción Controlada de Gas Natural, así como la adaptación y localización de éstas, de acuerdo con la normatividad aplicable.
...
Artículo 165. DEROGADO
...
Artículo 167. DEROGADO
CAPÍTULO XII
DEL PROCESO DE GESTIÓN
Artículo 168. DEROGADO
Artículo 169. Los Regulados deberán presentar en forma física o electrónica el Aviso de Inicio, de conformidad con el formato FF-ASEA-038 y conforme a los presentes Lineamientos, para las siguientes actividades y operaciones:
Modalidad 1. DEROGADO
Modalidad 2. DEROGADO
I.     Reconocimiento y Exploración Superficial;
II.    Construcción del Pozo;
III.    Producción del Pozo;
IV.   Reparación Mayor;
V.    Instalación de Plataforma Fija, y
VI.   Instalación de las Líneas de Descarga.
 
Artículo 169 BIS. Los Regulados deberán presentar en forma física o electrónica el Aviso de Conclusión, de conformidad con el formato FF-ASEA-039 y conforme a los presentes Lineamientos, para las siguientes actividades y operaciones:
I.     Reconocimiento y Exploración Superficial, y
II.    Construcción del Pozo.
Artículo 170. DEROGADO
CAPÍTULO XIII
DE LA VERIFICACIÓN, AUDITORÍA, INSPECCIÓN, REPORTE E INVESTIGACIÓN
Artículo 171. Todas las Instalaciones usadas para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos deberán contar con la certificación, según sea el caso, de los planes aplicados durante el diseño, la fabricación y la construcción de nuevas Instalaciones y/o, la realización de modificaciones o reparaciones significativas sobre las Instalaciones existentes, los cuales incluyen:
I.     a III.
...
Artículo 172. ...
I.     ...
II.    Pruebas periódicas para procurar la Integridad Mecánica de las Instalaciones;
III.    a IV. ...
...
CAPÍTULO XIV
DE LA SUPERVISIÓN
Artículo 174. La Agencia podrá Supervisar en cualquier momento el cumplimiento de los presentes Lineamientos, para lo cual podrá realizar y ordenar certificaciones, auditorías y verificaciones, así como llevar a cabo las visitas de inspección y supervisión.
...
Artículo 180. Los Regulados deberán presentar a la Agencia durante el primer trimestre de cada año calendario, un reporte del cumplimiento de la totalidad de los presentes Lineamientos de acuerdo a lo establecido en el Anexo III.
El Regulado deberá adjuntar la información que compruebe y describa de forma precisa las solicitudes expresadas en el contenido de los presentes Lineamientos haciendo referencia a las actividades comprendidas en cada uno de los Capítulos para el reporte del cumplimiento de la totalidad de éstos, deberá considerar las actividades desarrolladas durante el año inmediato anterior, según corresponda.
...
TRANSITORIOS
Primero. El presente Acuerdo entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
Segundo. Hasta en tanto no existan trámites electrónicos dentro de la plataforma electrónica de la Agencia, los trámites contenidos en las presentes Disposiciones deberán presentarse ante la Agencia, en el área de atención al Regulado.
Tercero. Los Regulados que se encuentren realizando las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, Exploración y Extracción de Hidrocarburos a la entrada en vigor del presente Acuerdo, contarán con un plazo de cuarenta y cinco días hábiles para adoptar y dar cumplimiento a lo previsto en el mismo, contados a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
Cuarto. En tanto la Agencia emite las Disposiciones para el Cierre, Desmantelamiento y Abandono, los Regulados podrán observar para las etapas correspondientes lo establecido en la Guía para el Cierre, Desmantelamiento y/o Abandono de instalaciones del Sector Hidrocarburos publicada en la página de la Agencia y en las Mejores Prácticas de la industria.
Ciudad de México, a los veintinueve días del mes de mayo de dos mil diecinueve.- El Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, Luis
Reynaldo Vera Morales.- Rúbrica.
ANEXO I. Lista de Estándares
Ítem
Estándar/Práctica
Elemento técnico normado
Operaciones de Perforación
1
API RP 13B-1
Recommended Practice for Field Testing Water-based Drilling Fluids Fourth Edition, March 2009.
2
API RP 13B-2
Recommended Practice for Field Testing Oil-based Drilling Fluids Fifth Edition, April 2014.
3
API RP 13D
Rheology and Hydraulics of Oil-well Drilling Fluids Seventh Edition, September 2017.
4
API RP 65-1
Cementing Shallow-water Flow Zones in Deepwater Wells Second Edition, June 2018.
5
API SPEC 13A
Specification for Drilling Fluids Materials Eighteenth Edition, February 2010.
6
NORSOK D-001
Drilling facilities Edition 3, December 2012.
7
API RP 90
Annular Casing Pressure Management for Offshore Wells First Edition, August 2006.
8
ISO 10426-2
Petroleum and natural gas industries - Cements and materials for well cementing - Part 2: Testing of well cements First Edition, October 2003.
9
ISO 10426-3
Petroleum and natural gas industries - Cements and materials for well cementing - Part 3: Testing of deepwater well cement formulations First Edition, August 2003.
10
API SPEC 16A
Specification for Drill through equipment Fourth Edition, April 2017.
 
Sistemas Eléctricos
11
IEC 60079
Explosive atmospheres, several sections, 1995 2017.
12
IEC 61511
Functional safety safety instrumented systems for the process industry sector, 2016 2017
Instalaciones
13
API RP 14C
Analysis, Design, Installation, and Testing of Safety Systems for Offshore Production Facilities Eighth edition, May 2018.
14
API RP 14G
Recommended Practice for Fire Prevention and Control on Fixed Open-type Offshore Production Platforms Fourth Edition, April 2007.
15
API RP 14H
Recommended Practice for Installation, Maintenance and Repair of Surface Safety Valves and Underwater Safety Valves Offshore, Fifth Edition, August 2007.
16
API RP 14J
Recommended Practice for Design and Hazards Analysis for Offshore Production Facilities Second Edition, May 2001.
17
API RP 2A-WSD
Planning, Designing, and Constructing Fixed Offshore Platforms-Working Stress Design Twenty Second, Edition, November 2014.
18
API RP 2SIM
Structural Integrity Management of Fixed Offshore Structures First Edition, November 2014.
19
API RP 2MOP
Petroleum and natural gas industries-Specific requirements for offshore structures, Part 6-Marine operations First Edition, July 2010.
20
ISO 19900
Petroleum and natural gas industries - General requirements for offshore structures, Second Edition, December 2013.
21
ISO 19901-1
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 1: Metocean design and operating considerations, Second Edition, October 2015.
22
ISO 19901-2
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 2: Seismic design procedures and criteria, Second Edition, November 2017.
 
23
ISO 19901-3
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 3: Topsides structure, Second Edition, January 2015.
24
ISO 19901-4
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 4: Geotechnical and foundation design considerations, Second Edition, July 2017.
25
ISO 19901-5
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 5: Weight control during engineering and construction, Second Edition, February 2016.
26
ISO 19901-6
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 6: Marine operations, First Edition, December 2016.
27
ISO 19901-7
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 7: Stationkeeping systems for floating offshore structures and mobile offshore units, Second Edition, May 2013.
28
ISO 19901-8
Petroleum and natural gas industries - Specific requirements for offshore structures - Part 8: Marine soil investigations, First Edition, December 2014.
29
ISO 19902
Petroleum and natural gas industries - Fixed steel offshore structures, First Edition, December 2007.
30
ISO 19903
Petroleum and natural gas industries - Fixed concrete offshore structures, First Edition, December 2006.
31
ISO 19904-1
Petroleum and natural gas industries - Floating offshore structures - Part 1: Monohulls, semi-submersibles and spars, First Edition, November 2016
32
ISO 19905-1
Petroleum and natural gas industries - Site-specific assessment of mobile offshore units - Part 1: Jack-ups, Second Edition, January 2016.
33
NFPA 68
Standard on Explosion Protection by Deflagration Venting, 2018.
34
NORSOK N-006
Assessment of structural integrity for existing offshore load-bearing structures Edition 2, April 2015.
 
Equipo y Materiales
35
API SPEC 14A
Specification for Subsurface Safety Valve Equipment Twelfth Edition, January 2015.
36
API SPEC 6A
Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment Twentieth Edition, October 2010.
37
API SPEC 6AV1
Specification for Validation of Wellhead Surface Safety Valves and Underwater Safety Valves for Offshore Service, Third Edition, July 2018.
38
API STD 53
Recommended Practices for Blowout Prevention Equipment Systems for Drilling Wells Fourth Edition, November 2012.
39
NFPA 31
Standard for the Installation of Oil-Burning Equipment, Edition 2006.
40
API RP 14B
Design, Installation, Repair and Operation of Subsurface Safety Valve Systems, Sixth Edition, 2015.
Ductos
41
API RP 1111
Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon Pipelines (Limit State Design), Fifth Edition, September 2015.
42
ASME B31.4
Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries, March 2016
43
ASME B31.8
Gas Transmission and Distribution Piping Systems, October 2016.
44
ISO 15589-2
Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Cathodic protection of pipeline transportation systems - Part 2: Offshore pipelines - Second Edition, December 2012.
45
NORSOK M-503
Cathodic protection Edition 4, September 2016.
 
Operaciones de Producción
46
API SPEC 17D
Design and Operation of Subsea Production Systems-Subsea Wellhead and Tree Equipment Second Edition, May 2011.
47
NORSOK U-001
Subsea production systems Edition 4, October 2015.
Sísmica
48
ASTM D5777
Standard Guide for Using the Seismic Refraction Method for Subsurface Investigation, February 2000.
49
ASTM D7128
Standard Guide for Using the Seismic-Reflection Method for Shallow Subsurface Investigation, January 2005.
50
IAGC
Guidance for Integrated Survival Systems (ISS) for Marine Geophysical Operations, 2012.
51
IAGC
Land Geophysical Safety Manual, Tenth Edition, March 2012.
52
IAGC
Guidelines for Marine Small Boat Operations, September 2013.
53
IAGC
Mitigation Measures for Cetaceans during Geophysical Operations, February 2015.
54
IAGC
Guidance on the Use of Towed Passive Acoustic Monitoring during Geophysical Operations, 2014.
55
IAGC
Environmental Manual for Worldwide Geophysical Operations, 2013 Edition.
 
Diseño del Pozo
56
API RP 96
Deepwater Well Design and Construction, First Edition, March 2013.
57
API 5CT
Casing and Tubing Tenth edition, June 2018.
58
API STD 65-2
Isolating Potential Flow Zones During Well Construction, First Edition, May 2010.
59
API RP 16Q
Recommended Practice for Design, Selection, Operation and Maintenance of Marine Drilling Riser System Second Edition, April 2017.
60
API RP 7G
Recommended Practice for Drill Stem Design and Operating Limits Sixteenth Edition, August 1998.
61
ISO 10426-1
Petroleum and natural gas industries - Cements and materials for well cementing - Part 1: Specification Third Edition, December 2009.
62
ISO 14310
Petroleum and natural gas industries - Downhole equipment - Packers and
bridge plugs, Second Edition, November 2008.
63
ISO 16530-1
Petroleum and natural gas industries - Well integrity - Part 1: Life cycle governance, First Edition, March 2017.
64
ISO 16530-2
Well integrity - Part 2: Well integrity for the operational phase First Edition, August 2014.
65
API SPEC 5DP
Specification for Drill Pipe, First Edition, August 2009.
66
API RP 10D-2
Recommended Practice for Centralizer Placement and Stop-collar Testing, First Edition, August 2004.
 
...
ANEXO III. Cumplimiento de la totalidad del Lineamiento
1.     Nombre e información general del Regulado, incluyendo lo siguiente:
I.    Nombre, denominación o razón social;
 
II.   Registro Federal de Contribuyente;
III.   Clave Única de Registro del Regulado, y
IV.  Datos del representante legal y Responsable Técnico del Regulado, y responsables del informe del cumplimiento de la totalidad de los presentes Lineamientos.
2.    Información general del Área contractual o Área de Asignación;   
3.     Programa y listado con la relación y el calendarizado de actividades realizadas en el año inmediato anterior, incluyendo lo siguiente:
I.    Construcción de Pozo;
a)   Transporte de equipo de Perforación;
b)   Movilización de equipo de Perforación;
c)   Instalación de equipo de Perforación;
d)   Perforación;
e)   Terminación;
f)    Prueba de Producción, y
g)   Taponamiento.
II.   Inicio de Producción;
III.   Estimulación;
IV.  Reparaciones Mayores;
V.   Instalación de plataforma fija para la Extracción, y
VI.  Instalación de Línea de Descarga.
4.     Lista de peligros identificados y la Administración de Riesgos e Impactos, que deberá incluir lo siguiente:
I.    Relación Peligros y Riesgos críticos identificados;
II.   Relación de Riesgos atendidos;
III.   Relación de Riesgos por atender;
IV.  Evidencia de que Riesgos han sido o están programados para ser minimizados tan bajo como sea razonablemente factible;
V.   Programas de atención a recomendaciones;
VI.  Relación de acciones tomadas para evitar, prevenir, contener, caracterizar y remediar con oportunidad daños ambientales derivados de Riesgos creados por las obras o actividades que desarrollen;
VII. Relación de atención y seguimiento a acciones y recomendaciones para prevenir, controlar y mitigar impactos ambientales, y
VIII. Relación de Dictámenes Técnicos de Análisis de Riesgo emitidos por Terceros Autorizados e ingresados a la Agencia como parte de los Avisos de Inicio.
5.    Para las Actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, deberá incluir lo siguiente:
I.    Relación de Avisos de Inicio y Conclusión de actividades ingresados a la Agencia;
II.   Características y tipo de fuente de energía sísmica, y valores de la intensidad de la fuente generadora utilizada durante la actividad de adquisición de datos;
III.   Listado de hojas de seguridad (HDS) de los materiales peligrosos utilizados durante el período de actividad y adquisición de los datos;
IV.  Relación que contenga el número y tipo de especies protegidas identificadas durante las
acciones previas a las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial de acuerdo con la NOM-059-SEMARNAT-2010;
V.   Evidencia de la participación de un PSO durante las actividades;
VI.  Relación de Áreas Ambientalmente Sensibles y Zonas de Exclusión, y
VII. Informe con la descripción detallada al término de las actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial, donde demuestre que restauró el área del Proyecto y zonas aledañas que hayan resultado afectadas.
6.     Para las Actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos costa afuera, deberá incluir lo siguiente:
I.    Para el movimiento e instalación de Equipos;
a)   Relación de movimientos o cambios de coordenadas de equipos de Perforación o Reparación Mayor;
b)   Relación de Avisos de Inicio de instalación de plataforma fija para la Extracción ingresados a la Agencia, y
c)   Certificados de FPSO u otros artefactos navales, que tengan como propósito la Extracción de Hidrocarburos, emitidos por una Sociedad Clasificadora.
II.   Para la Construcción de Pozos;
a)   Relación de Avisos de Inicio y Conclusión de la Construcción de Pozo ingresados a la Agencia;
b)   Relación de Dictámenes Técnicos de Ingeniería de detalle emitidos por Tercero Autorizado e ingresados a la Agencia como parte de los Avisos de Inicio;
c)   Reporte de resultados de pruebas programadas a los Equipos Críticos identificado en el Análisis de Riesgo tales como, Conjunto de Preventores, ROV; indicando si el resultado de alguna prueba no fue satisfactorio; 
d)   Relación de certificados del Conjunto de Preventores y Equipos Críticos;
e)   Relación de las inspecciones realizadas al Conjunto de Preventores, de acuerdo con lo siguiente:
i.    Los componentes del Conjunto de Preventores;
ii.   Inspecciones por desgaste y corrosión de las superficies;
iii.   Pruebas no-destructivas;
iv.   Inspecciones visuales internas y externas;
v.   Dimensiones de cavidad cilíndrica;
vi.   Remplazo de elastómeros, y
vii.  Pruebas de presión en cámara hidráulica.
f)    Resultado y datos reales graficados de las pruebas funcionales y de presión para el Conjunto de Preventores; 
g)   Relación de operaciones de Terminación de Pozos, y
h)   Listado de equipos de seguridad y prevención de contaminación instalados durante las actividades de Terminación de Pozos en áreas costa afuera, tales como:
i.    Válvulas de seguridad superficiales;
ii.   Válvulas de cierre en embarcaciones (boarding shutdown valves);
iii.   Válvulas de seguridad submarinas, y
iv.   Válvulas de seguridad de subsuelo (SSSV, por sus siglas en inglés).
 
III.   Estimulación o Fracturamiento;
a)   Programa de la Estimulación o Fracturamiento;
b)   Reporte detallado de la verificación de Integridad Mecánica del Pozo previo a las actividades de Estimulación o Fracturamiento, y
c)   Listado de aditivos empleados para la formulación de los fluidos para estimular o fracturar el Yacimiento, así como el volumen utilizado y el manejo de fluidos recuperados.
IV.  Manejo de fluidos de Perforación, y
a)   Listado e informe de pruebas de funcionamiento del sistema de manejo de los fluidos de Perforación, así como las acciones correctivas aplicadas.
V.   Reparación Mayor.
a)   Relación de Avisos de Inicio de Reparación Mayor ingresados a la Agencia, y
b)   Reporte de la verificación de la Integridad Mecánica llevado a cabo previo a las actividades de la Reparación Mayor.
7.     Para las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en áreas terrestres, deberá incluir lo siguiente:
I.    Selección del sitio;
a)   Relación de Áreas Ambientalmente Sensibles y Zonas de Exclusión, y núcleos de población cercanos al sitio de Perforación.
II.   Movimiento e instalación de equipos;
a)   Relación de movimientos o cambios de coordenadas de equipos de Perforación, y
b)   Plan de Traslado del equipo de Perforación.
III.   Construcción de Pozos;
a)   Relación de Avisos de Inicio y Conclusión de la Construcción de Pozo ingresados a la Agencia;
b)   Relación de Dictámenes Técnicos de Ingeniería de detalle emitidos por Terceros Autorizados e ingresados a la Agencia como parte de los Avisos de Inicio;
c)   Descripción técnica del Conjunto de Preventores y equipos utilizados para el control del Pozo;
d)   Relación de certificados del Conjunto de Preventores y Equipos Críticos;
e)   Listado de pruebas funcionales y de presión para el Conjunto de Preventores;
f)    Listado y resultado de las inspecciones realizadas al Conjunto de Preventores, de acuerdo con lo siguiente:
i.    Los componentes del Conjunto de Preventores; 
ii.   Inspecciones por desgaste y corrosión de las superficies;
iii.   Pruebas no destructivas;
iv.   Inspecciones visuales internas y externas;
v.   Dimensiones de cavidad cilíndrica;
vi.   Remplazo de elastómeros, y
vii.  Pruebas de presión en cámara hidráulica.
g)   Relación de operaciones de Terminación de Pozos, y
h)   Reporte de equipos de seguridad y prevención de contaminación instalados durante las
actividades de Terminación de Pozos.
IV.  Estimulación;
a)   Programa de la Estimulación;
b)   Reporte detallado de la verificación de Integridad Mecánica del Pozo previo a las actividades de Estimulación, y
c)   Listado de aditivos empleados para la formulación de los fluidos para estimular o fracturar el Yacimiento, así como el volumen utilizado y el manejo de fluidos recuperados.  
V.   Manejo de fluidos de Perforación;
a)   Listado e informe de pruebas de funcionamiento del sistema de manejo de los fluidos de Perforación, así como las acciones correctivas aplicadas.
VI.  Reparación Mayor;
a)   Relación de Avisos de Inicio de Reparación Mayor ingresados a la Agencia, y
b)   Reporte de la verificación de la Integridad Mecánica llevado a cabo previo a las actividades de la Reparación Mayor.
8.    Para las actividades de Recolección y movilización de Hidrocarburos, adjuntar lo siguiente:
I.    Inicio de Producción;
a)   Relación de Avisos de Inicio de Producción ingresados a la Agencia, y
b)   Relación y calendarizado de actividades cierres programados, cierres no programados, cierres para reestablecer la presión del yacimiento, cierres por emergencias, cierres por malas condiciones climatológicas, cierres por pruebas de presión de interferencia o cierres asociados a otros tipos de pruebas de presión-producción.
II.   Instalación de Línea de Descarga;
a)   Relación de Avisos de Inicio de instalación de Líneas de Descarga ingresados a la Agencia;
b)   Resultados de la verificación de la Integridad Mecánica de Líneas de Descarga, donde se indique los sistemas de protección anticorrosión empleados, y
c)   Tipo y número de reparaciones por pérdida de contención de las Líneas de Descarga.
III.   Volumen, tipo y características de los Hidrocarburos producidos, así como origen, destino y volumen desplazado mediante los diferentes sistemas de Recolección, movilización y transporte de Hidrocarburos por tierra y mar.
9.    Para las actividades de Taponamiento de Pozos, incluir lo siguiente:
I.    Calendarizado y relación de Pozos taponados, donde se indique el tipo de Taponamiento;
II.   Resultado de la verificación de la Integridad Mecánica previó al Taponamiento de los Pozos;
III.   Listado de pruebas realizadas a Pozos con Taponamiento temporal y tipo de monitoreo, y
IV.  Resultados de la conclusión del Taponamiento de cada Pozo.
10.   Para las Actividades de Destrucción Controlada de Gas Natural, incluir lo siguiente:
I.    Relación de operaciones de Destrucción Controlada y venteo de Gas Natural por caso fortuito o fuerza mayor, catalogadas como evento Tipo 1 de acuerdo a lo establecido en las disposiciones administrativas de carácter general que emita la Agencia en materia de informe de Incidentes y Accidentes;
II.   Adopción de medidas necesarias para procurar la protección contra incendios e Incidentes en las Instalaciones dedicadas a la Destrucción Controlada de Gas Natural, así como la localización de éstas, y
III.   Lista y resultados de la verificación de la Integridad Mecánica de las Instalaciones.
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

____________________________
 

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