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ASIGNACIÓN A-0183-2M-CAMPO KU
DICTAMEN TÉCNICO DE LA MODIFICACIÓN AL
PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN
DE HIDROCARBUROS
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Julio 2019
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CNH � � ,,,
Com1s1ón Nacional
de Hidrocarburos
Contenido
CONTENIDO ...................................................................................................................................................... 2
l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARIO ..................................................................................... 3
11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA
INFORMACIÓN .................................................................................................................................... 5
111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ................................................................................. 6
IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN .................................................. 7
A) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN ....................................... 7
B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ................ 9
C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS .......................................................................................................................... 11
D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FÍSICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DELPLAN DE DESARROLLO ........................................................................................................................................................................................................ 72
E) POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR .................................................................................................................................................... 16
G) COMPARATIVO DEL CAMPO KU A NIVEL INTERNACIONAL ..................................................................................................................... 20
H) EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................................................................................................................................... 26
1) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................................................ 30
A. CRITERIOS Y EVALUACIÓN DE LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ............................................................................................... 33
B. SOLICITUD OPINIÓN SECRETARÍA DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO (SHCP) ..................................................................... 37
J) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ....................................................................................................................................................... 40
K) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................................................................ 41
V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y
MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ........................................ 43
VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ......................................................................... 49
VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL .......................................... 51
VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................................... 52
A) ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS ....................................... 52
B) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ........................................... 52
C) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS ..................................................................................................................................................................................................... 52
D) LA UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MÁS ADECUADA PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DEHIDROCARBUROS, EN FUNCIÓN DE LOS RESULTADOS PRODUCTIVOS Y ECONÓMICOS .............................................. 53
E) EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................................................ 53
F) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................................................ S4
IX. RECOMENDACIONES ....................................................................................................................... 61
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l. Datos generales del Asignatario�---------------------- �
El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de
Hidrocarburos en la Asignación A-Ol83-2M-Campo Ku, es la empresa productiva del
Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, Asignatario, Pemex o PEP). por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio
adscrita a la Subdirección de Aseguramiento Tecnológico, con facultades para representar
a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de
PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de enero de 2017. Los datos se
muestran en la Tabla l.
Nombre
Estado y municipio
Área de Asignación
Fecha de emisión del título de Asignación modificado
Vigencia
Tipo de Asignación
Profundidad para extracción
Profundidad para exploración
Yacimientos y/o Campos
Colindancias
Descripción
A-Ol83-2M - Campo Ku
Aguas Territoriales del Golfo de México
95.45 Km2
28 febrero de 2018
20 años a partir del 13 de agosto de 2014
Extracción de hidrocarburos
Eoceno Medio
Cretácico Superior-Medio-Inferior Jurásico Superior Kimmeridgiano
No aplica
Ku Eoceno Medio
Ku Cretácico
Ku Jurásico Superior Kimmeridgiano
A-0375-2M - Campo Zaap (al Norte)
A-0186-M - Campo Kutz (al Sur)
Tablo 7. Datos Generales Asignación A-0783-2M - Campo Ku.{Fuente: Comisión con información de PEP).
La Asignación en comento se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, frente a
las costas del estado de Campeche, aproximadamente a 105 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 60 m. El polígono de la Asignación y su
ubicación dentro de la república mexicana se representan en la Tabla 2.
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Vértice
7
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
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A-0183-2M-campo Ku
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Figura 7. Ubicación de la Asignación A-0783-2M-Campo Ku.
(Fuente: Comisión).
Longitud Latitud Norte Vértice Longitud
Oeste Oeste 92° 76. 30" 79° 33. 00" 27 92º 07. 30"
92° 16. 30" 19° 32. 30" 22 92° 07. 30"
92° 14. 00" 19° 32. 30" 23 92º 10. 30"
92º 14. 00" 19° 32. 00" 24 92° 10. 30"
92° 13. 00" 19° 32. 00" 25 92° 11 · 30"
92° 13. 00" 19º 37 · 30" 26 92° 11 · 30"
92° 11 · 00" 19° 37 · 30" 27 92° 13. 00"
92° 71. 00" 79° 32. 00" 28 92° 13. 00"
92° 10. 30" 19° 32. 00" 29 92° 15. 30"
92° 10. 30" 19° 31. 30" 30 92° 15. 30"
92° 08. 00" 19° 37 · 30" 31 92° 16. 00"
92º 08. 00" 19° 31. 00" 32 92º 16. 00"
92° 07. 30" 19° 37 · 00" 33 92° 16. 30"
92° 07. 30" 19° 30. 30" 34 92° 16. 30"
92º 07· 00" 19° 30. 30" 35 92º 17. 00"
92° 06. 30" 19° 29. 30" 36 92° 17. 00"
92° 06. 30" 19° 29. 00" 37 92° 17. 30"
92° 06. 30" 19° 29. 00" 38 92° 17. 30"
92° 07· 00" 19° 29. 00" 39 92° 18. 00"
92° 07' 00" 19° 28. 30" 40 92° 18. 00"
Latitud Norte
79° 28. 30"
19° 28. 00"
19º 28. 00"
19° 28. 30"
19° 28. 30"
19° 29. 00"
19º 29. 00"
19° 29. 30"
19° 29. 30"
19° 30. 00"
19º 30. 00"
19º 30. 30"
19° 30. 30"
19° 37. 00"
19º 37 · 00"
79° 37 · 30"
79° 31. 30"
19° 32. 30"
19° 32. 30"
79° 33. 00"
Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices de la Asignación A-0183-2M-Campo Ku.
(Fuente: Comisión con información de PEP).
JI
4
1
11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación
de la información
El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen de la modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción propuesto por PEP, involucró la participación de cuatro
direcciones administrativas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante,
Comisión): la Dirección General de Dictámenes de Extracción, Dirección General de
Medición y Comercialización de la Producción, Dirección General de Reservas, y la
Dirección General de Prospectiva y Evaluación Económica. Además, la Agencia Nacional
de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en
adelante, ASEA), quien es la autoridad competente para evaluar el Sistema de
Administración de Riesgos y la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la
autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional.
La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y
resolución respecto de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las
constancias que obran en el expediente SS.7/3/6/2019 Dictamen Técnico de la Modificación
al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0183-2M-Campo Ku de la
Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.
PEP-DG-SAPEPGCR-734-2019
PEP ➔ CNH Presentación de la
modificación al Plan de Desarrollo
20/03/2019
Oficio 250.135/2019
10/04/2019
CNH ➔ SE Cumplimiento Contenido
Nacional
CNH ➔ASEA Sistema de Administración de
Riesgos
PEP-DG-SAPEPGCR-1306-2019
07/05/2019
Oficio 250.236/2019
27/05/2019
SHCP ➔ CNH Opinión al Punto de Medición
250.187/2019
Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución.
(Fuente: Comisión).
CNH Presentación
al Órgano de Gobierno
25/07/2019
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111. Criterios de evaluación utilizadosSe verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y se alinearan
a lo señalado en el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la
observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la
tecnología y el Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto permitan maximizar el
Factor de Recuperación, en condiciones econ.ómicamente viables, el programa de
aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de
Hidrocarburos.
La Comisión consideró los principios y criterios en términos de los artículos 7 y 8 de los
"Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y
supervisión del cumplimiento de los Planes de exploración y de desarrollo para la
extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (en adelante, Lineamientos),
para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y
montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción.
Al respecto, se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo
para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1,
11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, 40, fracción 11, incisos a) y h), 41, y el Anexo 11 de los
Lineamientos.
Cabe señalar que el 12 de abril de 2019, fueron publicados en el DOF los LINEAMIENTOS
que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de
Hidrocarburos. No obstante, el tercero transitorio de dicho ordenamiento indica que los trámites de aprobación y modificación de Planes iniciados ante la Comisión con anterioridad a su entrada en vigor se substanciarán conforme a los lineamientos vigentes al inicio del trámite respectivo.
En consecuencia, la evaluación por parte de esta Comisión se llevó a cabo de conformidad
con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los
Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 7, 8
fracción 11, ll, 20, 40, fracción 11, incisos a) y h), así como 41 de los Lineamientos. En virtud de
lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la
normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
Las modificaciones propuestas al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los
requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos, conforme a lo siguiente:
a) Presentó un comparativo entre el Plan aprobado y el proyecto de Plan con las
modificaciones propuestas;
b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de la modificación
propuesta, en términos técnicos, económicos y operativos;
c) Contiene el sustento documental de la modificación propuesta;
d) Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la modificación propuesta;
e) Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan, y
f) Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos
de los Lineamientos.
IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan
a) Características Generales y propiedades de los yacimientos de la Asignación
Las principales características generales geológicas, petrofísicas y propiedades de los
fluidos de los yacimientos incluidos en la Asignación A-0783-2M-Campo Ku se
muestran en la Tabla 3.
Características generales
Área (km2)
Año de descubrimiento
Fecha de inicio de explotación
Profundidad promedio (mvbnm)
Elevación o tirante de agua (m)
Yacimiento
Eoceno Medio
20.5
7979
feb-1986
2,570
60
Pozos
5 (7 vertical, 1 tipo S Número y tipo de pozos perforados
y 3 Tipo J)
Estado actual de pozos
Tipo de sistemas artificiales de
producción
Era, periodo y época
Cuenca
Play
Régimen tectónico
Ambiente de depósito
Litología almacén
3 Productores
operando
7 Productor
cerrado
7 Taponado
(Dic-2018)
Bombeo Neumático
Marco Geológico
Cenozoico,
Terciario, Eoceno
Medio, Lutetiano
Cuencas del
Sureste (Pilar de
Akal-Reforma)
Tithoniano
Eoceno Medio
Lutetiano
Extensivo
Pie de Talud
Caliza
Yacimiento
Cretácico
Superior-Medio
Inferior
44.0
7980
mar-1987
3,000
60
77 (8 vertical, 77
tipo S y 58 Tipo J)
37 Productores
operando
30 Productores cerrados
4 Taponados
6 Inyectores de N2
(Dic-2018)
Bombeo
Neumático y
Bombeo
Electrocentrífugo
Mesozoico,
Cretácico
Superior,
Maastrichtiano
Cuencas del
Sureste (Pilar de
Akal-Reforma)
Tithoniano
Cretácico Superior
Maastrichtia no
Extensivo
Pie de
talud/cuenca
Dolomía
Propiedades petrofísicas
Yacimiento
Jurásico Superior
Kimmeridgiano
32
1992
jun-7992
3,600
60
2 (2 TipoJ)
2 Productores operando
(Dic-2018)
Bombeo
Neumático
Mesozoico,
Jurásico Superior
Kimmeridgiano
Cuencas del
Sureste (Pilar de
Akal-Reforma)
Tithoniano
Jurásico Superior
Kimmeridgiano
Extensivo
Plataforma
Dolomía
Mineralogía
Saturaciones
(Especificar tipo de saturación
como inicial, irreductible, de agua,
gas, aceite, etc.)
Porosidad y tipo
Permeabilidad (mD)
(Especificar tipo como absoluta,
vertical, horizontal, etc.)
Espesor neto y bruto promedio (m)
Relación neto/bruto
Calcita (85%) y
arcillas calcáreas
(15%)
35%
irreductible y
móvil
<D= 20-22 %
Porosidad
primaria
50-150
Absoluta
39.89 - 44.32
0.9
Dolomita (80-85%)
Caliza (5-7%)
Arcilla (3-5%)
10 - 15 %
irreductible
<D= 8 - 10 %
Triple porosidad
1000 - 9000
Absoluta
314.15 - 369.58
0.85
Propiedades de los fluidos
Tipo de hidrocarburos
Densidad API
Densidad a Pb (gr/ce)
Viscosidad (cp)
(a condiciones de Pb y de superficie
a Ty)
Relación gas - aceite inicial y actual (ml/ml)
89 inicial y actual (mllm3)
Calidad y contenido de azufre (%)
Factor de conversión del gas
(mmpc/mb)
Poder calorífico del gas (BTU/p3)
Aceite negro
15.8 (PVT Ku-10)
0.8231
9.52 / 31.26
49.l / 49.l
0.0176 / 0.0176
No se cuenta
0.210865
1,312.57
Aceite negro
21.6 (PVT Ku-47)
0.7595
1.78 / 7.08
107 / 75
0.007 / 0.010
3.01 - 3.67
0.210865
1,403.00
Propiedades del yacimiento
Temperatura (ºC) 108 116
Presión inicial (Kg/cm2) 254.0 323.0
Presión de saturación (Kg/cm2) 105 186.6
Presión actual (Kg/cm2) 139.2 107.6
Dolomita (80-
85%), Caliza (5%)
Arcilla (5%)
10 -15 %
irreductible
<D= 5 - 10 %
Disolución
Fracturas
50-70
Absoluta
38.83 - 59.73
0.65
Aceite negro
27.2 (PVT Ku-401) 24.7 (PVT Ku-24
0.7262
1.62 / 5.02 (PVT Ku-
401) 0.71 / 3.40
(PVT Ku-24)
77.9 / 77.9 (PVT Ku-
407) 145 / 145 (PVT
Ku-24)
0.00775 / 0.00775
No se cuenta
0.210865
1380.30
129.0 (Bloque K-
401)
133.0 (Bloque K-24)
343.6 (Bloque K-
401)
520.0 (Bloque K-
24)
115.0 (Bloque K-
401)
201.3 (Bloque K-24
297.7 (Bloque K-
401)
378.0 (Bloque K-
24)
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Mecanismos de empuje principal y Expansión roca-
secundario fluido
Extracción
Métodos de recuperación En estudio
secundaria
Métodos de recuperación No evaluado
mejorada
Gastos actuales 0.9 Mbd
Gastos máximos y fecha de 2.8 Mbd
observación (nov-2015)
Corte de agua 7.2%
·oocos referidos al 31 de d1c1embre de 2017.
Expansión roca
fluido, entrada de
agua, segregación
gravitacional, gas
disuelto liberado,
expansión
casquete
secundario de gas
e inyección de
nitrógeno y gas
amargo.
Inyección de
Nitrógeno
No evaluado
72.l Mbd
383.7 Mbd
(dic-2008)
16.8%
Expansión roca
fluido
No evaluado
No evaluado
7.8 Mbd
ll.4 Mbd
(nov-2018)
0.0%
Tabla 3. Propiedades de los yacimientos que integran la Asignación A-0183-2M - Campo
Ku.
(Fuente: PEP, datos presentados en Jo solicitud de modificación al Pion en marzo de 2079).
b) Motivo y Justificación de la modificación del Plan de Desarrollo para laExtracción
El Asignatario solicita la Modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la
Asignación considerando que al cierre de 2018 ha perforado 9 pozos y se encuentra
en la perforación del décimo de los 16 comprometidos en el Plan de Desarrollo
vigente para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante, Plan Vigente) por lo que
del análisis realizado a la información remitida por el Asignatario se identifica que la
Modificación se realiza en virtud de que cae en los supuestos de los incisos a) y h) del
artículo 40, fracción 11 de los Lineamientos.
PEP señala que la disminución en el presupuesto otorgado y el diferimiento en la
actividad física a pozos y su incorporación de producción han provocado retrasos en
la construcción e instalación de infraestructura, así como el incumplimiento en la
producción de aceite y gas. Lo anterior, implica un desempeño no favorable en el
cumplimiento del compromiso mínimo de trabajo para esta Asignación.
Para continuar con el desarrollo del campo se propone la perforación y terminación
de pozos, así como un programa de intervenciones mayores y menores de pozos (en
adelante, RMA y RME respectivamente) lo cual permita garantizar la continuidad en
la ejecución de la estrategia de explotación. Asimismo, el estado de madurez del
• • • • , 1, , ', :i,,.,..,on.altir -c..., .. ,.,.,
· thdrocatl,uiot
principal yacimiento de la Asignación, Cretácico, y dados los resultados de la
evaluación del comportamiento dinámico actual, se requiere la optimización de las
actividades con el fin de enfocarse a la identificación de las zonas con mayor
certidumbre para así garantizar la recuperación de reservas.
Concepto
Pozos
RMA
Plataforma
Duetos
Reserva (1 P)
Reserva (2P)
Reserva (3P)
Volumen de aceite a extraer (2P)
Volumen de gas a extraer (2P)
1 nversión 1s1
Gasto de operación (SJ
Unidades
número
MMbpce
MMb
MMMpc
MMusd
Nora Los cifras no pueden coincid,r por redondeo.
Plan Aprobado
2015-2030
16 ni
53 ni
1 01
5 Vl
493.5 (3)
649.9 (3)
822.8 131
432.0161
244.0161
5,342.57
1,445.57
Real
2015-2018
9
19
o
o
239.9 (4)
191.1
251.5
1,868.2191
150.8 191
Vigencia
Asignación
Modificación
2019-2034
11
22
1
o
190.6 (S)
317.3 (S)
408.3 (SJ
251.8 l7l
274.l i7l
2,264.16
1,926.96
1. Pozos, RMA, Ploroformos y Duetos corresponde o los meros físicos programados en el Pion Aprobado del periodo 2015-2052.
2. Contemplo lo 1ntervenc1on de conversión de 3 pozos o inyectores en el yacimiento Crerocico y 2 en EM.
3 Lo reservo del Pion Aprobado son los reservas cerrificodos o/ 7° de enero de 2014.
4 Lo reservo reo/ corresponde o/ volumen de oce1re y gas exrroido del penodo 2015-2018 en PCE (Foccor O 193936 MMb/MMMpc)
5. Lo reservo del Pion Nuevo son los reservas cuantificados o/ 7º de enero de 2019
6. Vo/umenes de oce1re y gas o excroer documentado poro el Pion Aprobado
7. Volumenes de aceite y gas o extraer documentado poro el Pion Nuevo de Desarrollo propuesto.
8. Inversiones y gastos de operocion del Pion Aprobado referidos o millones de pesos@2014
9. Inversión y gastos de operocion del Pion Nuevo refendos o MMusd@2018
Tablo 4. Comparación entre el Pion Aprobado y el Pion Nuevo de lo Asignación A-0183-2/\1
-Campo Ku.
(Fuente: PEP, datos presentados en lo solicitud de modificación al Pion en marzo de 2019).
Con base en el artículo 40 fracción II incisos a) y h) de los Lineamientos, el Plan
de Desarrollo para la Extracción de la Asignación del Campo Ku se modifica
debido a:
• Existen modificaciones en el alcance del Plan, dado el estado en el que se
encuentran los yacimientos, presenta un cambio en su estrategia de
extracción, y
• Existe una variación en el monto de inversión de 15 %.
En el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente se tenía contemplado realizar una
inversión de 5,342.57 MMusd en el periodo 2015-2030, sin embargo, durante 2015-2018 se ejerció un monto de 1,868.2 MMusd, y para el periodo 2019-2034 se solicita una
inversión de 2,264.16 MMusd, esto quiere decir que la inversión correspondiente al
Plan Nuevo es menor a la del Plan aprobado. Asimismo, la cantidad de reparaciones
mayores será menor a la del Plan aprobado, dado que se tienen 53 RMA aprobadas,
se han realizado 19 y solamente se solicitan 22 más, dando como resultado 41 RMA
en total.
e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos
La siguiente información (Figura 3) muestra la evolución anual de las reservas de
aceite y gas para las diferentes categorías (Probadas, Probables y Posibles) en el campo Ku.
800
'/00 6
175.5 CII
600 CII 183.8
500 153.5 >152.6 ·5
400 CII 743.5 84.6 o "O 157.3 2 300
91
118.4 u 126.7
200 =e ; 100 Q.
o
402.8 326.9
256 223.6
2015 2016 2017 2018
■lP 2P 3P
Figura 3. Evolución de las reservas de la Asignación en el periodo 2015-2019. (Fuente: Comisión).
El volumen de hidrocarburos a recuperar planteado por el Operador Petrolero, dentro de la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción a la
vigencia de la Asignación (2034) es de 251.8 MMb de aceite y 274.l MMMpc de gas, lo
cual equivale a 304.9 MMbpce.
Los volúmenes por recuperar propuestos en la solicitud de modificación del Plan de
Desarrollo para la Extracción se encuentran asociados a las categorías Probada y
Posible, lo cual es consistente con la información presentada
�
-'º""�� '' ·• • · • .• • l'.""10n.lldr
lldmco1rf.,n•
190.6
2019
Petrolero en el Procedimiento Anual de Cuantificación y Certificación de ReseNas al l de enero de 2019.
Cabe resaltar que, considerando la producción real de la Asignación en el periodo
2015-2018 de 191.l MMb de aceite y 251.5 mmmpc de gas, el volumen a recuperar considerado en el Plan Propuesto a la vigencia de la Asignación presenta un incremento del 2.5% en aceite y 115% en gas, lo anterior comparándolos con los volúmenes propuestos en Ronda Cero.
De acuerdo con los datos de reservas remanentes mostrados en la Tabla 5, entre el 73 y 88 % de las reservas remanentes 3P de aceite y gas respectivamente, se encuentran en el yacimiento Cretácico, razón por la que la mayor actividad física se concentra en dicho yacimiento.
Volumen original
Yacimi-
Ento Aceite
MMb
EM 615 4
Cretáclco 5117 5
JSK 1506
Campo Ku 5,883.6
Cas
MMMpc
1696
2737 9
1226
3,030.0
Categoría
de
reserva
lP
2P
3P
lP
2P
3P
lP
2P
3P
lP
2P
3P
Factor de
Recuperación
Final
Aceite
'll,
5 .3%
6.7�
Cas
'll,
80%
93�
Aceite
MMb
20.9
293
8 8'1f, 11 5 '16 42.5
57 3% 73 5% 119.3
59 0% TIO'l6 209 O
598'16 790'16 2508
13 6 '16 91 '16 165
18 9'16 14 4"6 24 6
215'!6 17.3'!6 46.3
50.7% 67.2% 156.8
52.5% 70.7% 262.9
53.1% 71.5% 339.7
ºLos rora/es pueden no co1nc1d,r por redondeo de cifras.
1. Produccion acumulada al 31 de diciembre de 2018
Reserva remanente
Cas
MMMpc
5 8
81
11 7
1597
2571
3113
8.9
15 4
307
174.3
280.S
353.7
Conden•
sado
MMb
O.O
00
01
09
1.5
18
01
01
02
1.0
1.6
2.1
PCE
MMb
22 1
309
4t:8
1503
2589
3112
18.3
275
52.3
190.6
317.3
408.3
Producción
acumulada'
Aceite Cas
MMb MMMpc
118 7 7
2810.7 1851 9
3 9 2.3
2,826.4 1862.0
Tabla S. Volumen de reservas cuantificadas al 7° de enero de 2079 para la Asignación.
{Fuente: CNH con información de PEP).
d) Comparativo de la actividad física del Plan vigente contra la solicitud demodificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
En el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, se estableció como Compromiso Mínimo de Trabajo las siguientes actividades: 16 perforaciones y 53 reparaciones mayores con una inversión de 5,342.6 MMusd para el período de 2015 - 2030, y un volumen de producción de 432 MMb de aceite y 244 MMMpc de gas.
- .--
' , • • , ~ , ::.. •, S.KKJr\.Ú dr ltld,ncAft-• ..
La nueva propuesta del Plan de Desarrollo para la Extracción considera 10 perforaciones\ 11 terminaciones2
, 22 RMA (contempla la conversión de 3 pozos productores a inyectores en el yacimiento Cretácico y 2 pozos en el yacimiento Eoceno Medio), 40 RME (incluye baches de limpieza, limpiezas de aparejo y cambio de válvulas)), 90 taponamientos y actividades de abandono, con una inversión de 3,068.7 MMusd, que permitirán recuperar para el período 2019 - 2034 un volumen de 251.8 MMb de aceite y 274.1 MMMpc de gas.
En la Tabla 6 se presenta un comparativo de la actividad física aprobada en el Plan vigente, la actividad física Real ejecutada por el Asignatario a 2018 y la actividad física propuesta por PEP a realizar en la presente solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción. El Plan propuesto refiere las Actividades petroleras relacionadas con la recuperación de la reserva remanente 2P en el horizonte de producción de la Asignación; cabe destacar, que las Actividades de Abandono comenzarán en el año 2045, culminando en 2060, fecha posterior a la vigencia de la Asignación, pero al límite económico de la misma.
Plan R I
Concepto Unidades Aprobado ea
Perforación 76 m 9
Terminación 16 9
Reparación mayor 53 m 19
Reparación menor Número
72
Taponamientos
Actividades de Abandono
Reserva (lP) 493.5 (3) Reserva (2P) MMbpce 649.9 (3) 239.9 (4)
Reserva (3P) 822.8 13)Volumen de
MMb 43216) 191.laceite a extraer
Volumen de gas a MMMpc 24416) 251.5
extraer
Inversión <9J MMusd 5,342.57 7,868.2191
Noca Las cifras no pueden coincidir par redondeo.
Plan Propuesto 2019-2034
10
ll
22 (2) 40
90 �O)
45 �l)
790.6 (SI
377.3 (S) 408.3 (S)
257.8
274.l
2,264.1
1. Pozos, RMA, Placa formas y Ducros corresponde a las meros fls1cas programadas en el Plan Aprobado del periodo 2015-2052.
2. Contempla la intervención de conversion de 3 pozos a inyectores en el yacimiento Crerác1co y 2 en EM.
3 La reserva del Plan Aprobado son las reservas cemficadas al 1° de enero de 2014
4. La reserva real corresponde al volumen de aceite y gas extraído del periodo 2015-2018 en PCE. (Factor 0.193936 MMb/MMMpc)
5 La reserva del Plan Nuevo son las reservas cuonrificadas al 1° de enero de 2019.
6. Volumenes de oceire y gas a extraer documentado para el Plan Aprobado.
7. Volumenes de aceite y gas a extraer documentado para el Plan Nuevo de Desarrollo propuesta.
8. Inversiones y gastos de operación del Plan Aprobado referidos a millones de pesos@2014
9 Inversión y gastos de operación del Plan Nuevo referidos a MMusd@2018.
1 A la fecha de presentación del Plan, se estaba perforando el pozo Ku-412. 2 A la fecha de presentación del Plan, se estaba terminando el pozo Ku-20.
Año
2015
2016
2017
2018
10. Considera el periodo 2019-2060.
11. Considera el periodo 2019-2060
Tabla 6. Comparativa de actividad física entre el Plan Aprobado y el Plan Propuesto de la
Asignación.
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP).
La comparación de avance para el periodo comprendido de enero de 2015 a
diciembre de 2018 para la actividad física, inversión y gastos de operación entre lo
real ejecutado por PEP y lo contemplado en el Plan vigente para la Asignación A-
0183-2M- Campo Ku, se muestra en la Tabla siguiente (Tabla 7).
Qo (mbd) Qg (mmpcd) Perf. Term. RME RMA Inversión Gastos de Op.
(número) (número) (número) (número) (MMusd) (MMusd)
Plan Real Plan Real1 Plan Real Plan Real Plan Real• Plan Real Plan2 ReaP Plan2
172.40 175.40 96.60 258.53 8 o 8 o o 33 10 13 739.58 463.93 198.26
189.40 159.22 106.00 179.07 5 3 5 2 o 21 13 4 875.45 391.69 201.92
201.70 105.98 113.00 133.26 2 4 2 5 o 4 8 2 830.77 649.17 159.13
193.50 82.30 108.30 207.19 1 2 1 2 o 14 2 o 602.70 363.17 143.08
Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 'Gas hidrocarburo (se restaron los componentes. H,S, CO, y N, de las bases de producc1on proporcionada por la DtreccIon General de Medicion) 'Inversiones y gastos de operacIon del Plan vigente actualizados a pesos@2019 (T.C. 20.5 pesos/usd} El factor de mflac1on utilizado para la actualización es de 1.21 'Inversiones y gastos de operación de lo reo/ ejecutado actualizados a pesos@2019 (T.C. 20.S pesos/usd}. Los factores de Inflación utlllzados para la actua/1zac1ón son. 2015 = 1.163558 2016 = 1.120317 2017 = 1.078683 2018 = 1038597 "Datos tomados de los reportes mensuales presentados ante la Com1sion por el Asignatorio
Tabla 7. Comparación de avance entre el Plan vigente vs. real ejecutado, en Jo A-0183-2M-Compo
Ku. (Fuente: Comisión con Jo información presentado por PEP).
De la Tabla 7, se observa que PEP ejerció el 61.3% de la inversión programada en el
Plan Vigente, lo cual se debe principalmente a que ejecutó el 56.3% de las
perforaciones y el 57.6% de las RMA comprometidas en el periodo 2015-2018.
En las Figuras 4 y 5 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de
producción de aceite y gas del Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, cifras
reales a diciembre de 2018, los pronósticos de producción de aceite y gas y la
producción acumulada atribuible a la recuperación primaria y secundaria del Plan
Nuevo
' "• ', - ' ' • ' - O• • • •· ,, •, •=":...
ReaP
35.38
26.10
46.73
42.52
300
250
200
�
� 150-
o
Ci
100
50
o
2012
350
300
250
[200 l: l: ; 150
100
50
o
2012
-Qo histórico
ffiXi3 Plan Nuevo
-Plan Aprobado (RO)
-Np Rec. Primaria
-Np Rec. Secundaria
Fin Vigencia Límite
Asignación Económico
l 2017 2022 2027 2032 2037 2042
Figura 4. Perfiles de producción de aceite asociados al Campo Ku.
{Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP).
Inicio del Plan -Qg Histórico (He)
300
250
200
150
100
50
o
2047
350 W//ñ. Plan Nuevo (Gas He) -Qg Histórico (N2) W//ü Plan Nuevo (Gas N2) 300-Plan Aprobado (RO) -Gp Rec. Primaria-Gp Rec. Secundaria
Fin Límite
Económico
1 2017 2022 2027 2032 2037 2042
Figura 5. Perfiles de producción de gas asociados al Campo Ku.
{Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP).
2047
250
200 a.l: l: l:
150 a.o
100
so
o
En lo que se refiere a la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la
Extracción, se estima la recuperación de un volumen de 251.8 MMb de aceite, y 274.1
MMMpc de gas hidrocarburo lo que equivale a 304.9 MMbpce para el periodo
comprendido hasta la vigencia de la Asignación (2019-2034), la cual finaliza mucho
� 6 0.
�t
,
-.. ...,.....,
antes que el límite económico en 2042. Sin embargo, si se consideran los volúmenes
7;7 \ 15� :: , , • , • , , ' • , , ' i'\,,M.N.n.11 clt,
lftdfflc-i1rt.1un�
a recuperar al límite económico de la Asignación, el potencial de los yacimientos del
Campo Ku, permitiría recuperar un volumen total de aceite y gas de 262.9 MMb y
280.5 MMMpc de gas hidrocarburo, respectivamente.
Respecto a los factores de recuperación (FR) y, considerando los volúmenes a
recuperar al límite económico de la Asignación, en la Tabla 8 se observa un
incremento del 0.4 % en el FR del aceite y 9.5 % en el FR del gas.
FA Plan vigente (2015 - 1 FA Real + Modificación Yacimiento/ 2030)
1 (2015 - 2042)
Campo FA Aceite FRCas FA Aceite _L��RCas -
% 1 % % %
Ku 52.9 1 66.6 1 52.5 1 70.7
Tablo 8. Factores de recuperación.
(Fuente: Comisión con información de PEP).
Por lo que hace al aceite el FR del Plan Vigente de 52.9%, considera el volumen
original de 5,821.8 MMb y una producción final acumulada estimada de 3,079 MMb,
mientras que el FR estimado en la presente Modificación considera un volumen
original de 5,883 MMb y una producción final acumulada de 3,089 MMb, con lo cual
se observa un incremento de 10 MMb con respecto al Plan Vigente.
Por lo que hace al gas el FR del Plan Vigente de 66.6%, considera el volumen original
reportado de 2,923.9 MMMpc y una producción final acumulada estimada de 1,9473
MMMpc, mientras que el FR estimado en la presente Modificación considera un
volumen original de 3,030 MMMpc y una producción final acumulada de 2,1424
MMMpc, con lo cual se observa un incremento de 195 MMMpc con respecto al Plan
Vigente.
e) Pozos perforados y pozos a perforar
De acuerdo con la información presentada la Asignación cuenta con 84 pozos
perforados y se distribuyen en los diferentes yacimientos de la siguiente manera: 5
pozos en el yacimiento Eoceno Medio (EM), 77 en el yacimiento Cretácico (BTPKS) y
2 en el yacimiento Jurásico (JSK).
Al mes de diciembre de 2018 dentro de la Asignación operan 42 pozos productores
de aceite y gas asociado, de los cuales 3 pozos pertenecen al EM, 37 pozos al BTPKS
y 2 pozos al JSK. A su vez, en el campo hay 31 pozos cerrados, 6 pozos inyectores y 5
taponados.
3 No considera el volumen de gas hidrocarburo contenido en la zona de transición formada entre la zona de
gas de formación y de nitrógeno utilizado para recuperación secundaria 4 Considera un volumen de gas hidrocarburo en la zona de transición de 168.9 mmmpc.
A partir de la aprobación del Plan Vigente en Ronda O, y a la fecha se han perforado
9 pozos, adicionalmente en la propuesta de Modificación del Plan de Desarrollo de la
Asignación, se considera la continuidad de operación de los pozos actualmente
productores, y la perforación de 10 pozos durante el periodo 2019 a 2021. Los pozos
propuestos para perforarse, así como el tipo de pozo se muestran en la Tabla 9.
Noml:ire ••• Horizonte Tipo Localización Objetivo (Productor/Inyector)
KU-412 JSK Productor KU-33 BTPKS Productor KU-28 BTPKS Productor KU-88 BTPKS Productor KU-91 BTPKS Productor
KU-1287 BTPKS Productor KU-1288 BTPKS Productor KU-1285 JSK Productor KU-1286 JSK Productor
KU-12 J5K Productor Tabla 9. Pozos propuestos para perforarse en la Modificación. (Fuente PEP}.
f) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para laExtracción
Para la selección de la Estrategia de Explotación de la Asignación A-0183-2M - Campo
Ku el Asignatario analizó 3 alternativas que permitieran evaluar los volúmenes de
reservas recuperables en función de la programación de metas físicas y la eficiencia
de inversión asociada a la actividad programada en los 3 yacimientos que componen
al campo Ku.
Características Alternativa 1
Actividades físicas Perforación +Terminación
Actividades físicas (RMA) o
Producción aceite (MMb)2 81.3 Producción gas (MMMpc)2 123.8 Incorporación de reservas 105.3 (MMb�ce)3 Gastos de Operación 1,519.0 (MMusd)
Inversiones (MMusd) 2,339.7
Alternativa 2
20 157.9 174.6
191.7
7,707.3
2,771.0
Alternativa 3 (Seleccionada)
22 1
262.9 280.5
317.3
1,977.5
3,068.7 Bombeo Neumático.
Tecnologías Bombeo Neumát ico. Sistema de desalado.
Bombeo Neumát ico. Term inación t ipo Cola
Extendida. Sensores de fondo.
Sistema de desalado.
Terminac ión t ipo Cola Extendida.
Pruebas especiales a ;{ ¡ Núcleos. . r
de desalado. in:�
ª
c���:�:r
=��;i
;����a �
Sensores de fondo. '-------------L...:---------�---------�-
t•,•.• ''. � ., •• ,•• -� .. t lklrnu1l1U1o&
71: � \
Indicadores económicos
VPN Al (MMusd) 1 2,146 1 4,632 1 8,040
VPN DI (MMusd) -586 175 1,297
VPI (MMusd) 1 1,340 1 1,600 1 1,839
VPN/VPI Al (usd/usd) l.60 2.89 4.37
VPN/VPI DI (usd/usd) -0.44 0.11 0.71
1. Contempla la intervención de conversión de tres pozos productores a inyectores en el yacimiento Cretacico y 2 pozos en el yacimiento EM.
2. Volumen par recuperar con la alternativa propuesta del per,odo 2019-2042. 3. Reserva en PCE a recuperar con la alternativa propuesta
Alternativa 1
Tabla 10. Descripción de las alternativas presentadas por PEP.
(Fuente: Comisión con datos de PEP).
Considera la producción base de 42 pozos productores con sistema Artificial de
producción de Bombeo Neumático, la continuidad de inyección de nitrógeno al
yacimiento para el mantenimiento de presión en el yacimiento BTPKS y la
continuidad de segregación de corrientes húmedas hacia la Terminal Marítima de
Dos Bocas (TMDB).
Alternativa 2
Adicionalmente de la producción base de 42 pozos productores, considera la
terminación de l pozo productor en el yacimiento Eoceno Medio, así como 19
reparaciones mayores a pozos y 7 reparaciones menores con equipo para el
mantenimiento de la producción. Para este escenario se considera la operabilidad de
los pozos con sistema Artificial de producción de Bombeo Neumático, la continuidad
de inyección de nitrógeno al yacimiento BTPKS para el mantenimiento de presión y
la continuidad de segregación de corrientes húmedas TMDB. Esta alterativa permite
incrementar la recuperación de reservas atribuible a la incorporación de actividad
física a pozos en comparación a la Alternativa l donde solo se propone el desarrollo
del campo con los pozos operando actualmente y que conforman la producción
base.
Alternativa 3
De la misma forma que la Alternativa 2, considera la producción base de 42 pozos
productores, la perforación de 10 pozos, la terminación de 11 pozos productores, 1 de
los cuales irá a evaluar un bloque asociado a la reserva 3P en el yacimiento JSK, y que
dependiendo de sus resultados podría incorporar un volumen adicional en ese
yacimiento. Así como la reparación mayor de 22 pozos, además un incremento a 40
reparaciones menores a pozos, de esta manera se asegura que se profundicen los
intervalos en la terminación cola yates para dar seguimiento a la ventana de aceite.
Este escenario considera la operabilidad de los pozos con sistema Artificial de
producción de Bombeo Neumático, la continuidad de inyección de nitró eno al
i��
.\
yacimiento BTPKS para el mantenimiento de presión, la continuidad de segregación
de corrientes húmedas hacia la TMDB, así como la instalación de una planta de
tratamiento e inyección de agua en la plataforma Ku-F para el mantenimiento de
presión al yacimiento Eoceno Medio. Esta alternativa permite incrementar la
recuperación de reservas atribuible a la incorporación de actividad física a pozos en
comparación a la Alternativa 2, garantizando la recuperación de la reserva 2P.
Aunado a lo anterior, el Asignatario manifestó que los criterios que llevaron a la
alternativa 3 como la selección a la mejor opción son:
• Definición de las mejores zonas con características petrofísicas que
garanticen la productividad de los pozos.
• Consideración del comportamiento dinámico de los yacimientos para
asegurar la mayor recuperación de la producción.
• Mayor certeza técnica-económica del Plan de Desarrollo.
• Asegurar la recuperación de las reservas 2P de hidrocarburos.
• Actividades físicas y volúmenes de hidrocarburos a recuperar (a la vigencia de la
Asignación)
La alternativa seleccionada por el Asignatario considera la perforación de 10 pozos, terminación de ll pozos, 22 RMA, 40 RME y 90 taponamientos de pozos una vez terminada su vida productiva, considera la operabilidad de los pozos con sistema artificial de producción de bombeo neumático, la continuidad de inyección de nitrógeno al yacimiento BTPKS para el mantenimiento de presión, la continuidad de segregación de corrientes húmedas hacia la TMDB, el Servicio Integral de Compresión en Alta CA-Ku-Al para el aprovechamiento de gas para su envío a plantas, así como la instalación compartida de una planta de tratamiento e inyección de agua (considerada en la Asignación A-0203-2M Maloob) en la plataforma Ku-M para el mantenimiento de presión al yacimiento Eoceno Medio, así como instalación de un sistema de desalado de petróleo crudo en el Centro de Proceso Akal-J.
Para llevar a cabo la alternativa seleccionada el Asignatario plantea erogar 2,264.16 MMusd en inversiones y 1,926.96 MMusd en gastos de operación, esperando recuperar 251.8 MMb de aceite y 274.1 MMMpc, lo que representaría un volumen acumulado de 304.9 mmbpce en el periodo 2019-2034.
En la Figura 6 se muestra el avance histórico de los contactos agua-aceite y gasaceite, cuyo avance es medido por medio de pozos monitores-productores, la toma de registros termal de neutrones, registro de neutrón compensado, y registros resistivos así como evidencia en pozos con irrupción de gas.
En 16 años de explotación {2003-2019) el contacto agua-aceite ha avanzado 130 mv, su posición actual es 3,020 mvbnm, con un avance de 0.68 m/mes. El yacimiento BTPKS se encuentra en etapa de saturación con un casquete secundario de gas que se identificó por primera vez en 2008, desde ese entonces hasta 2015 avanzó a un ritmo aproximado de 1.42 m/mes. A diciembre 2018 se estima para el yacimiento Ku BTPKS una ventana de aceite del orden de 75 mv.
¡ \19
�
1
2400
2450
2500
2550
2600
2650
E 2100
,.5 2750 > _s 2800
] 2850
:E 2900"O § 2950
e 3000 Q.
3050
3100
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• CGA porRST/TMDL/Monitores
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eCAA por Registros/Pruebas -+---- ->-
-�::;., Po,o Mon;to,
T--- ----i---- ---�-➔- 75 mvi
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Figura 6. Mediciones de los contactos agua-aceite y gas-aceite del yacimiento Ku Cretácico.
{Fuente: PEP).
• Esquema de explotación propuestoEstá enfocado en continuar la explotación de los yacimientos Eoceno Medio, Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano para la recuperación de la reserva remanente 2P de 251.8 MMb de aceite y 274.1 MMMpc de gas mediante la perforación de 10 pozos, la terminación de 11 pozos, 22 RMA, 40 RME, y la operación y mantenimiento de los pozos actuales durante el periodo 2019-2034.
De acuerdo con la información proporcionada por el Asignatario, inició operaciones en 1979 en el yacimiento Ku-EM y posteriormente en 1980 y 1992 en los yacimientos Ku-BTPKS y Ku-JSK. El esquema de explotación de la Asignación considera la recolección, procesamiento (en infraestructura existente de otras asignaciones) y el transporte de los hidrocarburos extraídos del subsuelo, mediante un sistema de duetos, instalaciones de proceso que van, para el caso del aceite, a la TMDB, y el gas
� hacia el CTDGM Atasta. �
g) Comparativo del Campo Ku a nivel internacional
Con el objeto de determinar si el Asignatario propone una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del campo Ku procurando la maximización del factor de recuperación considerando el máximo potencial de los yacimientos a la fecha del límite económico, la Comisión realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y
� 777 �
'', -•• i • ' • ' • .• i •• -�•ocJNJ<irftrdroc-a.la1tt"'
1/20�
propiedades similares a las del campo Ku para los yacimientos EM, BTPKS y JSK. (Ver
Tabla 9).
Yacimiento BTP KS
En la Tabla 11 se muestran las características y propiedades utilizados para la
selección de los campos análogos para el yacimiento BTP KS:
Característica Descripción
Tipo de hidrocarburo Aceite y Gas
Densidad (ºAPI) 15-25
Edad geológica Cretácico
Litología Carbonatos
Porosidad (%) 5-25
Naturalmente Yacimiento Fracturado
(YNF)
Tabla 77. Criterios de selección del análogo y características del Campo Ku BTP KS (Fuente: Comisión).
A continuación, en las Tablas 12, se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.
,-� ... · .. - · ·• · � • �, -• •-��i;;�¡;,;¡•·•--.:·��-;y.¡---:-1.¡�M�todors��"'.'éio51��-���Faéto�� . ,Tipo de Densidad , Artificiales. · .. Mecanismos 'i,"·· Recuperac!º�''f'.. Recuperac1ó,n
!1,Rec!lperación "� Campo Litología FI 'd (ºAPI) . d ,de Empuje•, Secundaria,¡...,, /Secundarla,.' lp, et d . p •. u, o 1 , e 1 • • i . 1 T . . ,. , roye a o ozos .. ,
Ku
Rospo Mare
Pampo
Amposta Marino
Yates
Producción Pnman1:1.s ·� . Terc aria� 1 ,· erc1ar1a ' . , 12P) , ;.,
- - � . - - • - • - -�- -·. --.il - L -'--J.....u, _j_é • .:... .!'. � ..:-!:l �CJ.U�S.,dc .?P.�lll_l;A_QQ�__.::1; .. - .. : '--.loo'. ' . . ,:_ '§< Expansion
roca-fluido, entrada de
agua, Inyección de
segregación 9 - Verticales. Calizas
Aceite Bombeo gravltacional, lnyeccion de Gas Amargo,
63- npo "J" Dolom1tizadas
Pesado 15-28
NeumatIco expansión del Nitrógeno Agua, 59%·
12-Tipo "S" Fracturadas Evaluacion
casquete Técnica
secundario de gas, gas
disuelto liberado
3 - Verticales. 1 - Desviado.
Calizas Aceite
Bombeo Empuje por Inyección de
18-
Dolomltizadas 11 Hidraulico y Acuífero 17% Horizontales.
Fracturadas Pesado
Neumático Activo Agua
6-Horizontales
Largos
lnyeccIon de 25 - Pozos en
la Reserva Gas,
Albian
Lumas Bombeo Estimulac1on
Macaé
Arenisca Aceite 20
Neumático Ac1da y 26%
Analisis de 2 3 - Pozos en
Registros la Reserva
Sísmicos. Coq,ma y 5 pozos
Calizas Aceite 16-18 No se utilizo
Acu1fero 5069f
d,eoa,oo � Dolom,tizadas Pesado Activo mayormente
la reserva
Aceite y Expansión Inyección
Pozos miscible de
Lutitas gas 31 No se utilizó del sistema C02, Inyección
35.5 % verticales y
disuelto roca -fluido alternada de
horizontales
777
�\ 27
Linguado Calizas
agua y gas, inyecc1on de
espumas
Aceite 20 Bombeo
neumático
Expansión del sistema
60
50
40
-30
20
lO
o
roca-fluido
Tabla 12. Campos análogos y sus características Campo KU BTP KS.
(Fuente: Comisión con datos de base técnica y PEP).
50.6 52.5
35.5
26
17.9 17
1 1 Amposta Ku Linguado Pampa Raspo Mare Yates
Marino
17.9%
Figura 7. Comparativa de factores de recuperación a nivel internacional Campo Ku BTP KS.
(Fuente: base de datos técnica y PEP).
Respecto a la comparac1on nacional, se seleccionaron campos vecinos de Ku en
aguas someras del Golfo de México. Al igual que la comparación de campos
internacionales, se hizo una comparativa de los factores de recuperación de aceite,
como se puede apreciar en la Figura 8.
Pozos con
bombeo neumático
60
50 48.l
40
� a_ 30a::
20
10
o
Ku
44.2
Akal
37.6 36.2 35.8 35.l
32.5
29.4
19.l 18
lxtal Balam Zaap Maloob Nohoch Ek Ayatsil Sihil
Figura B. Factores de recuperación de aceite de campos vecinos nacionales del campo Ku BTPKS.
(Fuente: Base de datos técnica y de PEP}.
De la Figura 8 es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo de
tipo pesado (11 - 22 ºAPI), de rocas carbonatadas, de aguas someras, que algunos
como el caso del campo Ku han tenido algún tipo de proceso de recuperación
adicional a la primaria como es la inyección de nitrógeno o agua, factores que
impactan directamente en el factor de recuperación de hidrocarburos.
Yacimiento EM
En la Tabla 13 se muestran las características y propiedades utilizados para la selección de los campos análogos:
Característica Descripción
Tipo de hidrocarburo Aceite y Gas
Densidad (ºAPI) 12-26
Edad geológica Eoceno
Litología Carbonatos
Tabla 73. Criterios de selección del análogo y características del Campo Ku EM {Fuente: Comisión).
A continuación, en la Tablas 14 se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.
--,.,. , , ... - r-..-,� --,;-')"V"-":"' -� -,--,._...,.,_._ Sist&m
�·�n--- ... .-.---. ---��• ..,..._._.,,.. �
. Edad Densidad· Artificiales Métodos_�e Tipos de ' · Factor d! ',, Campo Pals L1tologla 16 • API d . Recuperación Recuperación,, · geo gica . e · ' ' Secundaria pozo ' · Proyectado .. � .' • • . _ _ � ______ .... __ .JJ � !;lo, ,.er._Q...��C..!=� .. ----L:..J. � ..... :1.nslliLiii!'� ___ i.. • _ .:.. _. • _ ,.- •---•. ,.._.._� r ... ,,.IJI
Ku México Caliza Eoceno
Medio 16 BN
Verticales/
Desviados 6.7%
777
Ashtart Tunisia Caliza Eoceno
29.6 BN / BEC 1 nyección de Verticales/
37.1% Medio agua Desviados
BadeJO Brasil Caliza Eoceno 12.3 BEC Verticales/
10.5% Desviados
Taq lrak Dolom1a
Eoceno 25.7 BEC
Inyección de Verticales / 56.5% Taq Medio agua Desviados
Bouri libia Caliza Eoceno
26 Inyección de Desviados/
400% Inferior agua Horizontales
Tabla 74. Campos análogos y sus características Campo Ku EM (Fuente: Comisión con datos de base técnica y PEP)
60
50
40
20
10
o
Taq Taq Bouri Ashtart Badejo Ku
Figura 9. Comparativa de factores de recuperación a nivel internacional Campo Ku EM. (Fuente: base de datos técnica).
Yacimiento JSK
En la Tabla 15 se muestran las características y propiedades utilizados para la
selección de los campos análogos:
Característica Descripción
Tipo de hidrocarburo Aceite y Gas
Densidad (ºAPI) 24-35
Edad geológica Jurásico Superior
Litología Carbonatos
Tabla 75. Criterios de selección del análogo y características del Campo Ku EM (Fuente: Comisión).
A continuación, en la Tabla 16 se presenta un resumen los campos utilizados en la
comparación con sus respectivas características y propiedades.
Campo País Litología Densidad API
:sistémas· . Métodos de Artif!�ales Recuperación ,. Producción -- · -
Secu�darl� ---
;-., ,.,
Tipos de pozo
Factor de Recuperación
Proyectado ,
Ku México Dolomía JSK 25-27 BN Desviados
Kokdumalak Uzbek1stan Caliza JSK 30 lnyeccion de Verticales/
Desviados
2S de Mayo
Atrush
Casa blanca
Salman-ABK
45
40
35
30
� 25
a u.. 20
15
10
5
o
agua
Argentina Dolomía JST 33 BEC Inyección de Verticales/
agua Desviados
lrak Dolomía JSK 24 Verticales/ Desviados
España Caliza JSK 34 BEC Verticales/ Desviados
Em1ratos Inyección de
Desviados/ Árabes Caliza JSK 32 BN/BEC Horizontales/ Unidos
gas Multilaterales
Tabla 16. Campos análogos y sus características Campo Ku EM (Fuente: Comisión con datos de base técnica y PEP)
Casablanca 25 de Mayo Kokdumalak Salman ABK Ku Atrush
Figuro 70. Comparativo de factores de recuperación o nivel internacional Campo Ku JSK.
(Fuente: base de datos técnico).
18.9
304
36.9
14.9
40.2
32
Del análisis realizado por esta Comisión, se observa que el factor de recuperación final
estimado para el yacimiento Cretácico en Ku, está acorde con otros campos similares
a nivel nacional e internacional como es el caso de los campos Nagylengyel (Hungría)
y Akal a nivel nacional. Sin embargo, para los yacimientos EM y JSK, se observa que
el Campo Ku se encuentra por debajo del promedio de Campos internacionales,
derivado principalmente, de que en ellos se han implementado mecanismos de
recuperación secundaria a través de inyección de agua y gas, perforación de pozos
horizontales, así como la instalación de equipos de BEC como SAP.
Derivado de lo anterior, esta Comisión recomienda al Asignatario, asegurar la
implementación de mantenimiento de presión en el yacimiento EM y reevaluar la
factibilidad de implementar recuperación secundaria en el yacimiento JSK, así como
tecnologías de extracción, tales como bombeo electrocentrífugo, pozos horizontales
, entre otros, asociadas a los Campos internacionales que proyectan un mayor factor
de recuperación en los yacimientos EM y JSK.
h) Evaluación Económica
Análisis Económico5
El análisis económico de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la
Extracción de la Asignación A-0183-2M-Campo Ku, considera los siguientes
conceptos:
a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud de
modificación al Plan de Desarrollo.
b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al
Plan de Desarrollo.
c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la
Solicitud de modificación.
d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de
Desarrollo.
a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud de
modificación al Plan de Desarrollo
El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2030,
puesto que éste fue el último año del periodo considerado en el Plan vigente.
El Plan de Desarrollo vigente de la Asignación A-0183-2M-Campo Ku considera para el periodo 2015-2030 una inversión total de 8,474.90 millones de dólares: 6,670.17
millones de ellos en Inversión y los restantes 1,804.73 de gasto operativo.
Pemex erogó en el periodo 2015 a 2018 un total de 2,171.33 millones de dólares, 2,009.82 de inversiones y 161.50 de gasto operativo6
.
Aunado a lo anterior, se tiene que el Operador propone erogar un monto de 4,322.24 millones de dólares a 2030: 1,583.55 millones de dólares de gasto operativo y 2,738.69
millones de dólares de inversión de 2019 a 20307, éste último monto, considera la
totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto.
s Todos los montos señalados en esta opinión se presentan en dólares del 2019: los pesos en cada caso se convierten a dólares de esa fecha, y posteriormente se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo anterior, para poder realizar los comparativos correspondientes. 6 De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales.7 De esta cifra, $2,738.69 millones de dólares, $2,025.78 millones corresponden a inversión en el periodo 2019-2030; y $712.90 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo de 2060. Se considera el total del monto de abandono (a 2060), en virtud de la obligación que tiene el Operador de realizar tal actividad independientemente del periodo a considerar.
Lo anterior, como se muestra en la siguiente figura, significa un decremento del 23.38%, respecto de lo originalmente propuesto en el Plan vigenteª.
Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Vigente vs. Modificación
-
8,474.90
Vigente
(millones de dólares)
Decremento
- 23:38%- - -
-- 6,493.56-
...
Propuesto
4,322.24
Realizado
2,171.33
Realizado+ Propuesto
Figura 77. Comparativo de inversiones totales y gastos operativos del Pion vigente respecto o Modificación al
Pion 2015 -2030 (millones de dólares).
(Fuente: CNH con lo información presentado por PEP).
Así, la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo actualiza lo dispuesto en el artículo 40, fracción 11, incisos a) y h) de los Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones.
b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al
Plan de Desarrollo
En esta sección se considera un horizonte de tiempo a 2034, es decir, hasta la vigencia de la Asignación.
En la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2019 con una inversión de $2,942.889 millones de dólares y $1,926.96 millones de dólares de gasto operativo, ambas hasta 2034.
8 En virtud de que el total de inversión a erogar en el Plan vigente llega a 2030, el comparativo se realizaconsiderando inversiones y gasto operativo hasta tal año. Por lo que no se consideran $204.19 millones de dólares correspondientes a los años restantes presentados en la solicitud, es decir de 2031-2034. 9 Incluye un monto por $712.90 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte
de tiempo de 2060.
El Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo
presentado por el Asignatario, desglosado por Actividad y Sub-actividad Petrolera se
presenta a continuación, esto de conformidad con lo establecido en los Lineamientos
para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de
bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera
de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de
extracción de hidrocarburos; de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
(Lineamientos de Hacienda).
Producción
76.84%
Abandono
14.64%
Desarrollo
8.52%
Figura 12. Distribución del Programo de Inversiones y gasto por Actividad Petrolero $4,869.83 millones de
dólares.
(Fuente: CNH con lo información presentado por PEP).
Act1v1dad Sub-Act1v1dad Total
(millones de dolares)
Generalª $ 101.62
Desarrollo Perforación de Pozos $ 172.72
Construcción Instalaciones $ 140.42
Generalb $ 2,155.12
Pruebas de Producción $ 0.001
Ingeniería de Yacimientos $ 3.56
Producción Construcción Instalaciones $ 291.63
Intervención de Pozos $ 611.46
Operación de Instalaciones de Producción $ 338.79
Duetos $ 210.72
Seguridad, Salud y Medio Ambiente $ 130.89
Abandono Desmantelamiento de Instalaciones $ 712.90
Total Programa de Inversiones $ 4,869.83
Otros Egresase $ 185.79
Gastos totales $ 5,055.62 1 Los sumos pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.
o. Considera un monto por 25.73 MMUSD de inversión y 75.89 MMUSD de gasto
operativo.
b. Considero un monto por 304.05 MMUSD de inversión y 1,851.07 MMUSD de gasto
operativo.
c. Se refiere o erogaciones por concepto de manejo de la producción y
mantenimiento de los instalaciones fuera del Campo Ku.
Tabla 17. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera a la vigencia
(millones de dólares)
e) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en
la Solicitud de modificación
Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente
con las actividades propuestas y estuviera presentada de conformidad con lo establecido en los Lineamientos de Hacienda.
d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de
Desarrollo10
PEP presentó la evaluación económica correspondiente al proyecto propuesto en su
solicitud de modificación. Al considerar los perfiles de producción, costos e inversiones para la alternativa de desarrollo seleccionada por el Asignatario, esta Comisión obtiene los siguientes resultados. En ella, se consideró un precio de 55.14
dólares por barril y 3.26 dólares11 por cada millón de BTU.
Indicador
VPN (mmUSD)
TIR
VPI (mmUSD)
VPN/VPI
Antes Impuestos Después Impuestos
6,733.68 189.34
Indeterminada Indeterminada
1,919.88
3.51 0.10
Tabla 18. Indicadores económicos obtenidos a partir de los premisas e información de PEP a la vigencia. (Fuente: CNH con la información presentado por PEP).
A partir del análisis correspondiente a la evaluación económica, se observa que de las estimaciones propuestas deriva un proyecto rentable y económicamente viable, considerando lo establecido en los Títulos Tercero y Cuarto de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, en cuanto al régimen fiscal aplicable; como sin considerarlo.
'º Considera montos por 129.46, 1,272.72 y 185.79 millones de dólares asociados a los conceptos "Reserva laboral", "Compra de gas" y "Otros egresos" los cuales, fueron considerados como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica. Asimismo, se considera un monto por 25.03 millones de dólares asociados al concepto "Otros Ingresos". 11 índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para laRegión VI (donde se ubica el Campo Ku) en abril de 2019 en dólares por millón de BTU.
i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
La Asignación A-0183-2M - Campo Ku ubicada a una distancia de 105 km al noroeste
de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 60 m. colindando al
norte con el campo Zaap y al sur con el Campo Kutz. considera 10 perforaciones, 11
terminaciones y 22 reparaciones mayores a pozos, que permitirán recuperar un
volumen de 262.9 MMb de aceite y 280.S MMMpc de gas hidrocarburo, permitiendo
recuperar las reserva 2P. Además de construir una planta de tratamiento de agua, sistemas de inyección de todos los químicos necesarios a fin de cumplir en
especificación para que el agua de mar pueda ser inyectada a yacimiento,
reconfiguración de compresores e infraestructura para alojar al personal encargado
de la operación, todo esto en beneficio de la conducción y el manejo de la producción
del Campo Ku.
Actualmente se maneja una producción promedio diaria de aceite de 80.8 Mbd, 322.1
MMpcd de gas y una producción de agua de 14.6 Mbd proveniente de 42 pozos
productores operando, los cuales disponen del sistema artificial de producción de
bombeo neumático. Se tienen 6 plataformas de perforación (PP-Ku-C, PP-Ku-B, PP
Ku-F, PP-Ku-G, PP-Ku-I, PP-Ku-S), una plataforma de Perforación-Producción (PP
Ku-A), una plataforma de Enlace-Producción (E-KU-Al), una plataforma de Enlace (E
KU-A2) y una plataforma de Producción (PB-Ku-S), todas la anteriores existentes y
operando.
La red de recolección, distribución y transporte de fluidos destinada a la Asignación
A-0183-2M - Campo Ku está integrada por S oleogasoductos, 4 oleoductos, 8
gasoductos para gas amargo, 10 gasoductos para gas de bombeo neumático y 1
nitrogenoducto. La infraestructura descrita permite interconectar las plataformassatélites de hidrocarburos con los Centros de Proceso y estos a su vez, con los puntos
de entrega final. Actualmente los Centros de Proceso CP-Ku-A y CP-Ku-S manejan y
procesan producción proveniente de las asignaciones A-0203-M - Campo Maloob, A-
0035-M - Campo Bacab, A-0196-M - Campo Lum, A-0375-M - Campo Zaap y A-0032-
M - Campo Ayatsil.
Derivado de la solicitud de Plan de Desarrollo de la Asignación A-0183-2M - Campo
Ku y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 28 42, 43 y 44, de los
LTMMH, la Dirección General de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Asignatario, con la finalidad de dar cumplimiento a la
regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se
identifica la siguiente propuesta evaluada:
El plan de desarrollo para la Asignación A-0183-2M - Campo Ku considera la
instalación de infraestructura complementaria como una planta de inyección de
agua en la plataforma de perforación PP-Ku-F para captar, tratar y bombear entre S a 7 Mbd de agua de mar al pozo inyector para mantenimiento de presión del
yacimiento Eoceno Medio (EM). Así mismo, se requiere la construcción de una
plataforma habitacional para 220 personas que se encargarán de la operación y
mantenimiento en las instalaciones de la Asignación A-0183-2M - Campo Ku, en
especial del Servicio de Compresión CA-Ku-Al que se encontrará instalada dentro de
los límites de la asignación; específicamente en el Centro de Proceso Ku-A, cuyo
servicio y operatividad será también para las Asignaciones A-0203-2M - Campo
Maloob y A-0375-2M - Campo Zaap.
• • ' '\Í.M.Min.ddt-- '""""'�thdroc.vf1un•
Adicionalmente, la producción de la Asignación A-Ol83-2M - Campo Ku se direccionará hacia el Sistema Integral de Deshidratación y Desalado de crudo a instalarse en la plataforma Akal-Jl, con el objetivo de cumplir con las especificaciones de exportación y calidad del crudo para este fin.
Por lo que en complemento de lo anterior PEP realiza la siguiente propuesta para los
Puntos de Medición para el Petróleo, Gas y Condensado de la Asignación:
Medición de Petróleo
Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Petróleo PEP
manifiesta que, una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito
anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de la Terminal Marítima
de Dos Bocas para su exportación o bien al Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas, y son asignados mediante la metodología de prorrateo presentada
en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.
Medición Gas Natural
Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Gas PEP
manifiesta que una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente,
este es enviado a los Puntos de Medición de los Centro de Proceso Ciudad Pemex y Centro de Proceso de Gas Nuevo Pemex donde se medirá de manera directa y su
calidad determinada a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los LTMMH, y son asignados mediante la metodología de prorrateo en el Plan de
Desarrollo hacia la Asignación.
Medición de Condensado
Para la medición de condensados PEP propone que estos serán determinados de
dos maneras, una teórica sustentada a través del estándar API MPMS 14.5 y GPA 2145
para lo cual utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado en las zonas marinas antes de su envío para proceso a
las instalaciones de tierra, donde son recuperados los Condensados líquidos para su envío a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Gas Cactus y Nuevo Pemex.
ASIGNACIÓN A --0113-M
PP Ku A
PP Ku 8
PP Ku e
PP Ku 1
PP Ku S
Campo Zup J ! Campo Lum ) I campo lldrab
Zup E lum-A Balc¡¡b A PP Ku-M
PP-Ku M Maloob-C
C.mpo Maloob
Ayatsll-A. By O
campo Ayaull
Centro d� Proceso
ku A
PP Ku A
PB Ku S
[ Centro
:� �omo
)
Termlnal M.anlima
Dosllocll
A slgn.clonei AJPBASOI·Ol
Akal Ballam ChiK
Elt txtoc
Kambesah kUU
Nohoch Sihll T•lún
Medición Operacional Medición Relerenclal Medklón de Transferencia Medición flsc¡¡f
Figura 73. Diagrama General del manejo de Aceite del Campo A-0783-2M - Campo Ku. (Fuente PEP).
ASIGNACIÓN AOllJ..M
CA MPOkU
PP Ku A
PP·KU f
PP-Ku·B
PP·KU·C
C.mpolum
lum A lxtoc ltombHoh
Kuu
Centro de Proceio
Abf J
Abl 12
I '- � C.mpoZ.ap . :-:_-_-_-:_-_-_-_-_-__
Bacal>-A
c., mpo e.,c¡¡ b
Centro de Proceso
Ku A E-Ku Al
Campo Ayatsll
Ayatsll•A. By D
Centro de Proceso Ku-s
Akal J4
Abl-C7 BN
Allal Cti
r Ctmtrode Proceso
. Allal e
Bo
_J
Centro de Proceso
Nohoch-A
E<txlónde Compresión
A tasta
Central de Distribución
deGas Marino
A. . .
• CPGCludad
PNneJC CPGNuevo
Peme•
Medición Ope�onal Medición Referencial MN!lclón de Transferencia Medldón flsc¡¡I
Figura 14. Diagrama General del manejo de Gas y Condensado del Campo A-0183-2M - Campo Ku. (Fuente PEP).
,/
�77
ti 32
Medición de agua
El agua obtenida del Campo A-Ol83-2M - Campo Ku será separada en los tanques de deshidratación en la Terminal Marítima Dos Bocas, la cual se recoge por dos drenajes:
drenaje aceitoso y drenaje pluvial, los cuales se envían a los pozos de captación DB-1,
DB-2, DB-3, DB-4, DB-5 y DB-6.
a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos
Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición para la Asignación A-Ol83-2M - Campo Ku se llevó a
cabo la siguiente evaluación:
: r ,,, -.. • , •• �,_, -· •'. • , :-.- - � ��·••. -� ...l lidmc MLou• 33
...
Datos Generaln: NonrbtcddAsipalanoaConuar.kra: _________ -'-e.-"',"'"""°"="'..,°""""=""'>="'="""'=""'"°'=...,_=•�•-""'=""'�"""='-'"'"-'---------Ho.deCo,,tro100� AOW1M ClmPOlll Notnlflditb�oÁffoContlUttual: CimDOlW fflOdel'bna---= fllj_JldeDl!st,roAo
...........
..... --· °"""" ...........
�cklnwne;ode delermin.idóny�de loshkhoc.1,bumsdevie l'l'MMt\C.pluk>■yfV volllm(!nyCllid.tddl'!los
PQ,1Qh.isli1cl11.M. hidroa1b!Jro,s g 5i
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Producción y Balance
La metodología de balance volumétrico de los fluidos producidos en la Asignación A
Ol83-2M- Campo Ku presentada por Pemex Exploración y Producción (Asignatario)
es consistente.
El procedimiento operativo para elaborar el balance volumétrico de líquidos y gas de
la producción se basa en el Sistema Informático de la Administración de la Producción de PEP, SIAPPEP, el cual considera el ajuste volumétrico desde Puntos
de Medición hacia asignaciones de producción calculado a partir de la diferencia de
la disponibilidad y distribución de los hidrocarburos producidos. La medición de la producción individual de cada pozo ubicados en el campo Ku se realiza con un
separador de prueba en las plataformas PP-Ku-A, PP-Ku-B, PP-Ku-C, PP-Ku-F, PP
Ku-G y PP-Ku-S (medición operacional). En la plataforma PP-Ku-F después de la
primera etapa de separación la corriente de los pozos de dicha plataforma ingresa
en un separador de segunda etapa (medición referencial). La medición operacional
por pozo se realiza cada siete días en los pozos prioritarios (mayor aporte de producción, críticos y pozos en intervención), de forma quincenal para los pozos en
condición normal y, por último, de forma mensual para aquellos pozos de producción
marginal o sin infraestructura de medición. Posteriormente, la corriente de hidrocarburos de la asignación Ku es enviada al Centro de Proceso E-Ku-Al, C.P. Ku
S y PP-Ku-A (medición de transferencia) en donde se integra con las corrientes de las asignaciones Maloob, Bacab, Lum, Zaap y Ayatsil, para ingresar al proceso de
separación de dos etapas. Una vez que todo el aceite es estabilizado en la segunda etapa de separación se envía al Punto de Medición ubicado en la Terminal Marítima Dos Bocas y el Centro de Comercializador de Crudo Palomas. Por su parte, la corriente de gas separado en la plataforma PB-Ku-S y E-Ku-Al en el separador
(medición referencial) y después del proceso de compresión es enviada a Akal-C6,
Akal-C7, Akal-J2 y Akal-J4 (medición de transferencia) para después realizar la medición de gas en el Punto de Medición ubicado en el Centro Procesador de Gas
Nuevo Pemex y Centro Procesador de Gas Ciudad Pemex.
Con relación a la medición de condensados, una vez enviado el gas a tierra y producto
de los procesos de compresión-separación efectuados en el Centro de Proceso y
Transporte de Gas Atasta, los volúmenes totales de condensado integrado por
diferentes corrientes en la cual se incluye la asignación Ku son recolectados y enviados a los Puntos de Medición ubicados en CPG Cactus y CPG Nuevo Pemex.
Adicionalmente, el Asignatario utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos tomados en Akal-C6, Akal-J2 y Akal-J4; así como el volumen de gas
cuantificado en los módulos de Akal-C6, Akal-C7, Akal-J2 y Akal-J4 (medición referencial) para realizar un estimado del condensable en ese punto, utilizando la norma API MPMS 14.5.
Con relación a la medición del agua, una vez recibida en los tanques de
almacenamiento la producción de líquidos integrada por diferentes corrientes en la
cual se incluye la asignación Ku en la Terminal Marítima Dos Bocas, se realiza la medición de niveles de líquidos utilizando como instrumento de medición la cinta metálica métrica y medidores ultrasónicos no intrusivos. Posteriormente, el agua
congénita proveniente de la deshidratación del crudo es enviada a la Planta de
JI 36
Tratamiento de Aguas Congénitas para .después ser inyectada a los pozos de captación DB-1, DB-2, DB-3, DB-4, DB-5 y DB-6. Por otra parte, el agua de lluvia colectada en toda la Terminal que pudiera tener aceite es enviada a la Planta de Tratamiento de Efluentes (Cárcamos A y B) y, por último, al Cárcamo Difusor Marino.
La frecuencia para determinar la calidad de los hidrocarburos a nivel asignación es de forma quincenal para los hidrocarburos líquidos y con una frecuencia mensual para los hidrocarburos gaseosos. La toma de muestra para determinar la calidad de los hidrocarburos a nivel asignación está ubicada en la bajante de cada pozo del campo Ku. Por su parte, el análisis de calidad de hidrocarburos en el Punto de Medición es diariamente.
Debido a la mezcla de corrientes de diferentes asignaciones es necesario la aplicación del prorrateo, distribución proporcional de un volumen de hidrocarburos en numerosas partes, para la asignación de los volúmenes de gas y líquidos perteneciente al campo Ku. Esta asignación de volúmenes de hidrocarburos se sustenta en las mediciones de tipo operacional, referencial y transferencia considerando la aportación volumétrica de cada una de estas mediciones de acuerdo a su incertidumbre de medida asociada.
Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)
Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.187/2019 de fecha 09 de mayo de 2019, respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A-071 con fecha del 17 de mayo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operador para el Área Contractual correspondiente al Campo A-0183-2M - Campo Ku " .. .siempre que los mecanismos de medición asociados a la
propuesta permitan la medición y determinación de la calidad de cada tipo de
hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de
hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la Comisión relacionado con esta propuesta" manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:
l) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, seasegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionalesde la industria en la medición de hidrocarburos.
2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual ofPetroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo(American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de mediciónprevistos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.
3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que loshidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con lascondiciones de mercado o comerciales, en virtud de las características delos hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado eneste artículo.
4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo 41 delos Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionalese internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividadnacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo11 de dichos lineamientos.
5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera preverla incorporación de una metodología de bancos de calidad que permitaimputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las queprovengan.
Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Operador cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir, es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo del Área Contractual, en términos del presente análisis técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.
Obligaciones de PEP:
l. PEP deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas yevaluadas en el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con loestablecido en el presente Dictamen,
2. Dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición cuando se finalicecon cada una de las actividades relacionadas con la medición de loshidrocarburos presentadas por el Asignatario en el Plan de Desarrollo,
3. Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas deMedición como lo estipula el artículo 48 de los LTMMH,
4. Los vol u menes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensado producidos,así como los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados deconformidad con lo establecido en los formatos de los LTMMH y normatividadvigente. Asimismo PEP deberá entregar el reporte de Producción OperativaDiaria sin prorrateo o balanceo alguno.
S. PEP deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la mediciónbasado en la norma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los LTMMH,el cual contendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas demedición y los Mecanismos de Medición,
6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar elbalance de los autoconsumos y características de los equipos generadores deautoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua deinyección,
7. Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usadosen los Puntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional,referencia y transferencia, conforme a lo establecido en el presente Dictamen,
11 \ 38 �
8. El Asignatario deberá mantener y actualizar la documentación donde se
demuestre y acredite que el Responsable Oficial tiene las competencias,
habilidades y aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de
Medición,
9. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la
Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo
establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH,
10. El Asignatario deberá reportar la producción de condensados en el formato
CNH_DGM_VHP de los LTMMH. En el formato CNH_DGM_VHPM de los LTMMH,
PEP reportará los condensados líquidos medidos como aceite en los Puntos deMedición de la Teminal Marítima Dos Bocas y el CCC Palomas, así mismo se
deberan de reportar los condensados equivalentes calculados en los CentrosProcesadores de Cáctus y Nuevo Pemex mismos que se deberan de calculartomando como base el estándar API MPMS 14.5 utilizando como insumo los
resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado para el
área de asignación.
11. El Asignatario deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográficoen laboratorio del Gas Natural producido, así como un análisis cromatográfico
en el Punto de Medición para la determinación de la calidad, mismo que deberá
remitir a la Comisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH.
12. Deberá ser evaluada y actualizada la propuesta de los Indicadores dedesempeño para cumplimiento, con la finalidad de contar con evidencia deestos, para demostrar el desempeño de los instrumentos de los Mecanismos de
Medición.
13. El Asignatario deberá reportar, entre otros, el volumen de los hidrocarburos
producidos, así como los cuantificados en los Puntos de Medición en los
formatos establecidos en el Anexo 1 de los LTMMH.
14. El Asignatario deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin
prorrateo o balanceo alguno.
PEP deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión
referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los LTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los
requerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen.
Así mismo es necesario que PEP cuente con información actualizada sobre los
diagnósticos, programas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre del volumen medido estimado sobre el volumen a condiciones de referencia, monitoreo y transmisión de los datos en tiempo real y de cada una de las variables asociadas a los Sistemas de Medición de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal). ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven arte
de los Mecanismos de Medición y por ende al Sistema de Gestión y Gerenciamiento de la Medición.
Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, PEP deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados mediante el presente Dictamen, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados Lineamientos.
j) Comercialización de Hidrocarburos
En el Centro de Proceso Ku-A se concentran todas las corrientes de gas húmedo amargo del Activo; y de esta instalación se envía el gas en baja presión hacia los módulos de alta presión en el CP-Akal-J y CP-Akal-C, con el fin de hacerlo llegar hacia plantas para su acondicionamiento y comercialización final y/o al proceso de endulzamiento para utilizarlo como gas de bombeo neumático a pozos.
Cabe mencionar que se tiene la flexibilidad operativa de enviar el gas amargo hacia la infraestructura existente en el Activo de Producción Cantarell a través de las líneas 268 plataforma Akal-C7 y línea 357 plataforma Akal-C6, gran parte de ese volumen de gas amargo enviado se endulza en sitio, el resto se envía por línea 48 hacia el CPNohoch-A, finalizando la entrega por línea 152 en el Centro de Proceso de Gas Atasta.
Por lo que respecta a los Hidrocarburos líquidos, en los Centros de Proceso CP-Ku-A y CP-Ku-S manejan y procesan producción proveniente de las asignaciones Maloob, Bacab, Lum, Zaap y Ayatsil. La producción ya estabilizada de estas baterías se bombea a alta presión y se envía hacia el Centro de Proceso Akal-J a través del oleoducto L-387 de 30" para su envío a la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) para su deshidratación y/o exportación.
El CP-Ku-A es el más importante ya que hacia este Centro de Proceso fluyen todas las corrientes de aceite. El Centro de Procesos cuenta con dos baterías de separación, una está ubicada en la plataforma de perforación PP-Ku-A, la cual está diseñada para separar y bombear aceite de 16 - 21 º API y la otra está ubicada en la plataforma de enlace E-Ku-Al que está diseñada para separar y bombear crudo pesado de 13º API; ambas baterías pueden segregar corrientes de acuerdo a la calidad del aceite requerido o bien realizar mezclas para su mejoramiento y facilitar el manejo.
Por su parte, el Centro de Proceso Ku-S maneja una mezcla de 17º API; el aceite estabilizado se envía mediante el oleogasoducto L-74 de 24" hacia el CP-Ku-A y posteriormente se envía hacia la TMDB.
Es importante señalar que, para llevar a cabos las actividades de exportación de
� crudo, el Activo Integral de Producción ASOl-02 (Ku Maloob Zaap) tiene la flexibilidad
�
operativa de comercializar el crudo a través de la infraestructura existente en el Centro de Proceso Akal-J para su posterior envío a la TMDB, hacia Cayo Arcas que, incluye la flexibilidad de manejo cuando se presentan altos inventarios en la TMDB, y hacia el barco de proceso, mezclado y almacenamiento FPSO YKN. 777
/ j( ' 40 -� - .--'.. . . . . ,.. . ' ��: ..
k} Programa Aprovechamiento del Gas Natural
Previo a la presentación de la solicitud de Modificación al Plan, mediante
resoluciones CNH.E.64.001/16 y CNH.E.07.001/17 la Comisión resolvió el procedimiento
de evaluación del cumplimiento de las Disposiciones Técnicas para evitar o reducir
la quema y venteo de gas en los trabajos de exploración y extracción de
Hidrocarburos respecto del activo Ku-Maloob-Zaap. Asimismo, acordó que se dé un
seguimiento trimestral de las actividades realizadas por Pemex Exploración y
Producción.
De acuerdo con las disposiciones técnicas de aprovechamiento de gas, para lograr
alcanzar la meta del 98% de aprovechamiento en el año 2020 se tienen en programa
las siguientes acciones:
• Reconfiguración de un turbocompresor para inyectar gas amargo en el
Centro de Proceso Ku-S, lo que permitirá el aprovechamiento de gas con alto
contenido de nitrógeno al reinyectarse al yacimiento y la reducción de la
contrapresión en la red de gas amargo por menor flujo en el sistema.
• Puesta en operación de la plataforma de compresión CA-Ku-Al, ayudará en el
incremento en la capacidad de compresión, flexibilidad operativa con el
aprovechamiento del gas con alto o bajo contenido de nitrógeno, así mismo,
la reducción de contrapresión en el sistema.
• Puesta en operación de la plataforma SIC-Zaap-C y duetos asociados, lo que
permitirá el aprovechamiento de gas con alto contenido de nitrógeno al
reinyectarse al yacimiento.
En términos del Transitorio Cuarto de las Disposiciones Técnicas, se advierte que
mediante Resolución CNH.E.07.001/17, la Comisión determinó acciones correctivas a
fin de cumplir con las metas en materia de Aprovechamiento de Gas Natural
Asociado en el periodo 2016-2019, motivo por el cual las mismas permanecerán
vigentes y en ejecución hasta el término de éstas.
Lo anterior, tomando en consideración que dichas medidas permiten dar
cumplimiento a la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado establecida
en las Disposiciones Técnicas, por tal motivo se hace de su conocimiento que el
PAGNA ya fue analizado y aprobado por la CNH con anterioridad y no se incluirá en
el presente dictamen.
En consecuencia, PEP deberá dar cabal cumplimiento a las acciones correctivas
establecidas por esta Comisión y deberá presentar la Modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción que en su caso corresponda, a fin de determinar las
acciones e inversiones que llevará a cabo para mantener y sostener el
Aprovechamiento de Gas Natural Asociado durante la vigencia del Plan de Desarrollo
para la Extracción.
Como se observa en la Figura 15, se aprecia que el comportamiento del
aprovechamiento de gas cumple con la meta del 98% a partir del año 2019.
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1/1 90.0 m
01 QJ
1) 80.0 o e ....
70.0 QJ
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8 N
Figuro 15. Porcentaje de cumplimiento de aprovechamiento de gas en la Asignación. {Fuente:
CNH con la información presentada por PEP}.
o -4' o N
Con respecto al cumplimiento de las Resoluciones CNH.E.64.001/l6y CNH.E.07.001/17,
en relación con el Aprovechamiento de Gas en el Activo Ku-Maloob-Zaap, PEP ha
entregado ocho informes mensuales de seguimiento, correspondientes a los meses
de abril a octubre del año 2017.
Para mantener la meta del 98% de aprovechamiento de gas en enero de 2020, PEP
llevó a cabo el 31 de enero de 2017 la puesta en operación del gasoducto KMZ-76, en
el mes de julio 2017 se concluyó la interconexión submarina KMZ-9 4, cierre de pozos
con alta RGA y el 30 de abril de 2018 entró en operación un turbocompresor para
inyectar gas amargo en la plataforma de perforación PP-Ku-S del Centro de Proceso
Ku-S, lo que permite contar con una reducción de la contrapresión en la red integral
de gas amargo por manejar un menor flujo en el sistema.
Adicionalmente, se tiene en programa para el 26 de diciembre de 2019 la puesta en
operación del servicio de compresión CA-Ku-Al con el objetivo de incrementar la
capacidad de compresión cuando los niveles de producción de gas del campo
incrementen, dando flexibilidad operativa con el aprovechamiento del gas con alto o
bajo contenido de nitrógeno, así mismo, la reducción de contra presión en el sistema.
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V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la
extracción y métricas de evaluación de la modificación al
Plan
Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos
en la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, a continuación, en la
Tabla 19 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12,
fracción II de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con
lo establecido en el artículo 43 fracción 111 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33,
fracciones IV y VI de los Lineamientos:
Característica
Metas o parámetros
de medición
Unidad de medida
Fórmula o
descripción del indicador
Frecuencia de
medición
Periodo de reporte a la Comisión
Característica
Metas o parámetros
de medición
Tiempo de perforación de un pozo
Porcentaje de la diferencia del tiempo
promedio de perforación de un pozo
real con respecto al programado
Porcentaje de desviación
TP=(TPreal-TPplan) * l00
(TPplan)
Al finalizar la perforación-terminación de un pozo
Semestral
Tiempo de reparaciones en pozo
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de las reparaciones en pozo
con respecto al programado
Porcentaje de desviación
TRP=(TRPreal-TRplan) * l00
(TRplan)
Al finalizar la reparación-terminación de un pozo
Semestral
Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo
Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con respecto al número total de
pozos de desarrollo perforados El éxito se considera cuando el pozo
contribuye a la producción del yacimiento
� Porcentaje
1--------+-----------t Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de
medición
TEPD = Pozosdesarrolloexitosos
* l00Total de Pozos desarrollo
Al finalizar la perforación y prueba de un pozo
� ''· -. ',",.. . .::•. . � , . ., - _ . .-,., -�'.:"=:'.wllldttx-A11hum,•
�y
Periodo de reporte
a la Comisión
Característica
Metas o parámetros
de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte
a la Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o
descripción del indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte
a la Comisión
Característica
Al finalizar la perforación y prueba de un pozo
Tasa de éxito de reparaciones
Porcentaje de reparaciones exitosas
con respecto al número total de
reparaciones hechas El éxito se considera cuando existe
optimización de la producción en el pozo
Porcentaje
TER= Reparaciones exitosas* l00 Total de reparaciones
Semestral
Semestral
Pozos perforados
Porcentaje de la diferencia
entre los pozos perforados en el año respecto a los planeados en
el año
Porcentaje
DPP = PPreal-PPplan * l00
PPplan
Semestral
Semestral
Producción
Reparaciones Mayores
Porcentaje de la diferencia entre las
reparaciones mayores realizadas respecto a las programadas en el año
Porcentaje
DRMA = RMAreal-RMplan
• l00 RMAplan
Semestral
Semestral
Terminación de pozos
Porcentaje de la diferencia entre los
pozos terminados en el año respecto a los programados en el año
Porcentaje de desviación
DTP = TPreal-TPplan * l00
TPplan
Semestral
Semestral
Gasto de operación
' ' ' r •. , • , ' ' ' -• ~ • ' ' • ,, • � , • ' ' • 'MIOR.&I dr - ,--f hdrou1lu°'
I
tP
�
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a
la Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Característica
Porcentaje de desviación de la producción acumulada del
campo o yacimiento real con
respecto a la planeada en un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DPA = PAreal-PPplan * l00 PAplan
Semestral
Semestral
Desarrollo de reservas
Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al programado en un
tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DDR = DRreal-DRplan * l00
DRplan
Semestral
Semestral
Factor de recuperación
Porcentaje de desviación del gasto de operación real con respecto al
programado en un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DGO = GOreal-GOplan .. l00
GOplan
Semestral
Semestral
Inyección de fluido
Porcentaje de desviación del volumen
inyectado real de fluidos (como nitrógeno, gas natural, dióxido de
carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un
tiempo determinado
Porcentaje de desviación
_ (IFreal-lFplan) * l00 OIF- (/Fplan)
Semestral
Semestral
Productividad
''• ·.' • ' • - �·' 1 ,.,. ;- ''• °'l;,M:ion,.tdl' - '"""�"' lhdmc..t1l-u11•
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o
descripción del
indicador
Frecuencia de
medición
Periodo de reporte a la Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a
la Comisión
Porcentaje de la diferencia
entre el factor de recuperación
real con respecto al planeado a
un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DFR = FRreal-FRplan * l00FRplan
Semestral
Semestral
Contenido Nacional
Porcentaje de la diferencia
entre el contenido nacional
utilizado respecto al
programado
Porcentaje de desviación
DCN = CNreal-CNplan * l00
CNplan
Semestral
Semestral
Producción promedio de un pozo o
grupo de pozos entre el total de pozos
Barriles por día (bd)
Producción diaria promedio de un
pozo o grupo de pozos dividida entre
el número de pozos en el grupo
Semestral
Semestral
Aprovechamiento de Gas Natural
Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento de gas real respecto
al programado
Porcentaje de desviación
DAGN = AGNreal-AGNplan
* l00
AGNplan
Semestral
Semestral
- . .
Tabla 19. Indicadores de desempeno para el Plan de Desarrollo para la Extracc,on
(Fuente: Comisión).
,., .. ---. , , . , ... ,' -�=dPtlldroc�11l11110,.
Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en el Plan, la Comisión
determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia
operativa.
Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7, fracciones 11 y 111 de la Ley de
Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos
Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el
seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario en la Asignación,
con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esté de acuerdo
con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de
maximizar el valor de los hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores
que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.
i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por
tipo de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el
Plan, como se observa en la Tabla 20.
Porcentaje Actividad Programadas Ejercidas de
desviación Perforación 10
Terminación 11
RMA 22
RME 40 Plataforma l
Taponamientos 90
Abandono 45
Tabla 20. Indicador de desempeño de las actividades ejercidas
{Fuente: Comisión).
ii) Como parte del �eguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de
erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan,
como se observa en la Tabla 21.
Programil de E rogilc iones Indicador
Programa de Act1v1dild Sub Actividad erogcJc iones eJerc1das
Erogaciones/ (MMUSD) (MMUSD)
eJerc1das
General 101.62
Desarrollo Perforación de Pozos 172.72
Construcción Instalaciones 140.42
General• 2,155.12
Ingeniería de Yacimientos 3.56
Construcción Instalaciones 291.63
Producción Intervención de pozos 61146
Operación de instalaciones de 338.79
producción
Duetos 210.72
Seguridad, Salud y Medio Ambiente 130.89 ---
Abandono Desmantelamiento de instalaciones 712.90
Los sumos pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.
d. Considero un monto por 25.73 MMUSD de inversión y 75.89 MMUSD de gasto
operativo.
e. Considero un monto por 304.05 MMUSD de inversión y 1,851.07 MMUSD de gasto
operativo.
f. Se refiere o erogaciones por concepto de manejo de lo producción y
mantenimiento de los instalaciones fuero del Campo Ku.
Tabla 21. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera
(Fuente: Comisión con datos de PEP).
iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento
de la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito de
dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de
aceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como se
muestra en la Tabla 22.
Fluido 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Producción de aceite 82.3 76.9 68.8 63.l 59.8 52.3 46.7 41.8
programada (mbd)*
Producción de aceite real {mbd)
Porcentaje de desviación
Producción de gas 164.4 106.9 74.7 63.4 43.8 35.S 35.6 31.0
programada (mmpcd)*
Producción de gas real
(mmpcd)
Porcentaje de desviación
Fluido 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Total
Producción de aceite 37.7 34.3 31.l 27.0 22.6 19.4 16.3 13.4 251.8
programada (mbd)*
Producción de aceite real (mbd)
Porcentaje de desviación
Producción de gas 31.5 32.6 32.8 29.2 22.7 18.9 17.4 14.0 274.1
programada (mmpcd)*
Producción de gas real (mmpcd)
Porcentaje de desviación
* Pronóstico de producción, no incluye libranzas, cierres operativos, fallas de equipos y malas condicionesclimatológicas. Año 2019 corresponde real enero-junio y proyección junio-diciembre.
Tabla 22. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la
producción reportada. (Fuente: Comisión con datos del Asignatorio).
777
VI. Sistema de Administración de Riesgos
Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la
modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la
Asignación A-Ol83-2M-Campo Ku, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la
normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos,
así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades
contenidas en el presente Plan.
En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, la Agencia Nacional de
Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector de Hidrocarburos
(ASEA o Agencia) mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0827/2018 recibido el día 15
de julio del 2019, con fundamento en lo establecido en el artículo 5, fracción XXIV de
la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio
Ambiente del Sector Hidrocarburos, 4, fracción XV, 18 fracciones 111, IV y XX, 25 fracción
XX del Reglamento Interior de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial
y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, informó, entre otras
cosas lo siguiente:
• La Asignación A-0183-2M-Campo Ku, se encuentra amparada en la
autorización número ASEA-PEM16001C/AI0417, del Sistema de Administración
del REGULADO, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Activo
integral de Producción Bloque ASOl-02, con número de identificación: ASEA
PEM1600lC/AI0417-08.
• A la fecha el REGULADO no ha informado a la AGENCIA las actividades que
plantea realizar en el marco de la Modificación al Plan de Desarrollo para la
Extracción de la Asignación A-Ol83-2M-Campo Ku.
Por lo anteriormente expuesto, esta Comisión hace de su conocimiento que la
Agencia en el oficio antes mencionado señala que para efectos de encontrarse
amparadas en la autorización número ASEA-PEM16001C/AI0417, las actividades
planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro de la Modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-Ol83-2M-Campo Ku, el REGULADO
deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente:
• Cumplir con lo establecido en el RESUELVE TERCERO del oficio resolutivo
ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, mismo que a la
letra dice:
- ,·--
, ' • · • ' ,.._,on,1.l<ir lltdmcMfN.,,•
11 49
TERCERO. - Previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con la
aprobación de la COMISIÓN. la Empresa Productiva del Estado Subsidiaria de
Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá
presentar ante la AGENCIA, la aprobación que la COMISIÓN en su momento
le otorgue, para efectos de encontrarse amparadas por la presente
autorización.
Aunado a lo anterior, cabe señalar que el REGULADO está obligado a dar cabal
cumplimiento a los TÉRMINOS y RESUELVES establecidos en el oficio resolutivo
ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, y en el oficio de
modificación ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, así
como a los demás documentos oficiales que se hayan emitido con relación a las
Asignaciones de Extracción, Asignaciones de Exploración y Extracción y al Contrato,
amparados en la autorización número ASEA-PEM16001C/AI0417.
VII. Programa de cum�limiento de Contenido Nacional
Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la
modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la
Asignación A-Ol83-2M-Campo Ku sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la
normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos,
así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades
contenidas en el presente Plan.
En la información presentada por el Asignatario se observa el siguiente porcentaje
de cumplimiento de Contenido Nacional:
Afto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Porcentaje de
Contenido 31.03% 32.03% 32.71% 34.32% 35.16% 36.66% 37.96%
Nacional
Tabla 23. Porcentaje de Contenido Nacional. {Fuente: SE).
En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante oficio
UCN.430.2019.0306 recibido el 3 de junio de 2019 en la Comisión, suscrito por el Titular
de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión
en el Sector Energético, señaló que con base en la información presentada para el
periodo 2019-2025, se considera probable que se cumpla con las obligaciones en
materia de Contenido Nacional, en consecuencia, tiene una opinión favorable con
respecto al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional que se utilizara para
la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-Ol83-2M
Campo Ku .
• ,••,-•.__, •r-,·. •,._, � --.:••, , . . :. 1 .,,. -�dPttklmcarlium•
VIII. Resultado del dictamen técnico
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el
Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos
y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia
Energética, así como los artículos 6, 7, 8, fracción 11, 11, 20, 40, fracción 11, incisos a) y h)
y 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades
incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que
establece el Título de Asignación.
a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país
El desarrollo de la actividad física propuesta en conjunto con la toma de
información y estudios propuestos tienen como objetivo incrementar el
conocimiento estático y dinámico de los yacimientos de la Asignación lo cual le
permitirá desarrollar la reserva 2P, optimizando la producción de la Asignación,
de lo anterior se concluye que la Modificación contiene elementos suficientes
para contribuir a acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero
del pa�
b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo depetróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condicioneseconómicamente viables
Del análisis realizado a la Modificación se observa que la actividad físicapropuesta, es congruente con los tiempos de propuestos y los egresosasociados, de tal manera que la ejecución de la Modificación propuestacontribuirá a recuperar los hidrocarburos de los yacimientos de la Asignación.Teniendo los siguientes valores de factor de recuperación para cada yacimiento.
1 FR Plan vigente (2015 - 1 FR Real + Modificación
Yacimiento/ ,2030) (2015 - 2042)
Campo FRAceite FRCas 1 FRAceite FRCas
% % % %
Ku 1 52.9 66.6 1 52.5 70.7
Tanto para el caso del aceite como el del gas se presenta un incremento en la producción acumulada de 10 MMb y 195 MMMpc respectivamente.
e) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción dehidrocarburos en beneficio del país
Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación
durante la ejecución de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
en el periodo 2019-2034 consisten en 10 perforaciones, 11 terminaciones, 22 RMA,
40 RME, 90 taponamientos y 45 actividades de abandono. Por lo que se
determina que la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la
Extracción promueve el desarrollo de las actividades de exploración y extracción
y la información del yacimiento permitirá llevar a cabo un buen esquema de
explotación.
d) La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración yextracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos yeconómicos
Cabe destacar el uso de perforación con tubería de revestimiento (casingdrilling), monitoreo de la perforación en tiempo real, instrumentación de pozoscon colas extendidas (cola yates). sistemas artificiales de producción de BN,sistema de deshidratación con tecnología electrostática, entre otros.
La recuperación de hidrocarburos del campo Ku en el yacimiento Cretácico, en
la actualidad se sustenta principalmente con la aplicación de un proceso de
recuperación secundaria, mediante la inyección de nitrógeno para el
mantenimiento de la presión del yacimiento, la cual inició en abril de 2009.
Una vez analizada la información remitida por el Asignatario, la Comisión
concluye que las tecnologías propuestas a utilizar por el Asignatario son
adecuadas para las actividades de Extracción de Hidrocarburos dentro de la
Asignación, las cuales, contribuyen a incrementar el factor de recuperación,
proyectado en 52.5 para el caso del aceite y 65.9 para el gas en el periodo 2019-
2042, asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la propuesta
de Plan de Desarrollo se determina que el proyecto se ejecutara en condiciones
económicamente viables.
eJ El programa de aprovechamiento del Gas Natural
Mediante Resolución CNH.E.07.001/17, la Comisión determinó acciones
correctivas a fin de cumplir con las metas en materia de Aprovechamiento de
Gas Natural Asociado en el periodo 2016-2019, motivo por el cual las mismas
permanecerán vigentes y en ejecución hasta el término de éstas.
Lo anterior, tomando en consideración que dichas medidas permiten dar
cumplimiento a la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado
establecida en las Disposiciones Técnicas, motivo por el cual no es materia de
análisis del presente Dictamen el Programa de Aprovechamiento de Gas
Natural Asociado.
Sin menoscabo de lo anterior, PEP deberá dar cabal cumplimiento a las acciones correctivas establecidas por esta Comisión y deberá presentar la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción que en su caso corresponda, a fin de determinar las acciones e inversiones que llevará a cabo para mantener y sostener el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado durante la vigencia del Plan de Desarrollo para la Extracción.
fJ Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0183-2M-Campo Ku en la solicitud de aprobación de su Plan de Desarrollo, la cual consiste en manejar y medir la producción de los hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas de Medición propuestos y presentados como parte de los Mecanismos de Medición en el Plan de Desarrollo, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los LTMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse.
Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:
Respecto a las actividades propuestas por PEP en el Plan de Desarrollo, se concluye lo siguiente:
•
a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos porPEP para el Plan de Desarrollo, con base en el artículo 43 de los LTMMH, delcual se concluye:
i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte quecumple con los requisitos establecidos en los LTMMH, en particular elcontenido referido en los artículos 9, 19, 21, 22, 23, 25, fracciones 1, 11, 111,IV, VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.
ii. Se analizó la información proporcionada por PEP respecto a la Gestióny Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitospara el contenido integral del artículo 44 de los LTMMH, el cual deberáser implementado en los términos referidos en el artículo 42 de losLTMMH.
iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, seadvierte que los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollopropuesto por PEP.
iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la
�opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de Puntos de Medición mediante el Oficio 250.187/2019 de fecha 09 de mayo de 2019, respectivamente a lo cual mediante Oficio352-A-071 con fecha del 17 de mayo de 2019, se respondió que no se ttiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de 777 'ó
f54 t
Medición presentada por el Operador y correspondiente a la
Asignación A-Ol83-2M-Campo Ku, " ... siempre que los mecanismos de
medición asociados a la propuesta; permitan la medición y
determinación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea
posible determinar precios contractuales para cada tipo de
hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al
Dictamen Técnico que emita la Comisión relacionado con esta
propuesta.", manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las
siguientes consideraciones:
l) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se
asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares
internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.
2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo
(Manual of Petroleum Measurement Standards) del Instituto
Americano del Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los
procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los
Lineamientos Técnicos.
3) De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los
hidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las
condiciones de mercado o comerciales, en virtud de lascaracterísticas de los hidrocarburos extraídos, observando en todo
momento lo indicado en este artículo.
4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo41 de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares
nacionales e internacionales que correspondan y en caso de no
existir normatividad nacional, se apliquen los estándares
internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos lineamientos.
5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán
distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se
considera necesario prever la incorporación de una metodología de
bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a
cada una de las áreas de las que provengan.
En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de
Medición propuestos por PEP, cumplen con las disposiciones previstas en los
LTMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los LTMMH, por
lo cual se advierte que dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de
Medición propuestos.
b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de
Medición y lo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente:
l. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye
que es viable y adecuada en su implementación para la Asignación.
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- "'"''�" •, • ' ............. 1 ..... lllc.,.,._.a,i••u,.
2. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de
Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los
Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición
Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en las
Figuras 1 y 2 del presente dictamen.
3. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los
valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los
artículos 28 y 38 de los LTMMH para los Sistemas de Medición
instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de
los sistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los
LTMMH.
4. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de
los Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de los
Diagnósticos presentados por parte de PEP, en términos del artículo
42, fracción XI de los LTMMH.
S. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el
Área de Asignación Campo Ku en los Puntos de Medición y conforme
a los Mecanismos, PEP deberá realizarla en los términos manifestados
y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, por lo
que ya no se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni
considerar el Punto de Medición del Anexo 111 de los LTMMH.
c) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a la información de
producción y balance y lo estipulado en el capítulo V de los LTMMH, se
establece lo siguiente:
i. El procedimiento para la elaboración del balance entregado por el
Operador Petrolero es robusto y aplicable a la Asignación Ku, así
mismo, cuando exista una modificación en cualquiera de los
procedimientos presentados, el Operador deberá avisar a esta
Comisión y presentar los procedimientos objeto de modificación.
ii. Se deberá de avisar a esta Comisión con una anticipación de 10 días
hábiles el cambio de la producción de aceite negro a gas y condensado
de la Asignación, derivado que el escenario seleccionado para la
explotación de la Asignación Ku contempla las terminaciones dobles
para poder producir por los mismos pozos dos tipos de yacimiento.
iii. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y
Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la CNH,
en el Anexo I de los Lineamientos, los cuales deberán entregarse
firmados y validados por el Responsable Oficial.
IX. Opinión de la modificación al Anexo 2 del Títulode Asignación
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"El Término y Condición Quinto del Título de Asignación establece que las actividades de Extracción se llevarán a cabo en los términos que establezca el Plan y el Compromiso Mínimo de Trabajo establecido en el Anexo 2 del Título.
De igual forma indica que, el Asignatario podrá solicitar autorización para retrasar
o suspender los trabajados establecidos en el Plan de Desarrollo para la
Extracción, siempre y cuando se justifiquen las causas.
En ese sentido, el Anexo 2 indica que las actividades mínimas que debe realizar el Asignatario consisten en la perforación de 16 prospectos y 53 reparaciones mayores.
Al respecto se advierte que el Plan de Desarrollo propuesto por PEP no es coincidente con las actividades establecidas en el mismo, esto debido a que el comportamiento del campo y las condiciones económicas han variado.
A fin de reflejar la realidad de la Asignación, PEP, requiere únicamente 41 de las 53
reparaciones mayores que se tenían contempladas ejecutar en el Plan vigente, de las
cuales ya se han ejecutado 19.
Cabe señalar que Ku es un campo maduro, el cual inicio su explotación desde 1981 y
a la fecha presenta un acuífero activo que continúa avanzando ocasionando la
irrupción de agua, por lo que resulta complicado reducir o eliminar su presencia en
los pozos; aunado a esto, la producción de aceite ha ido disminuyendo
significativamente.
Dado lo anterior, se advierte que resultan técnicamente viables las actividades
propuestas por PEP en la modificación al Plan, motivo por el cual la Comisión analizó
el recomendar a la Secretaría de Energía modificar el Anexo 2 del Título de
Asignación.
Lo anterior, tomando en consideración los datos establecidos en la siguiente figura:
400
350
300
250
200
150
100
so n
', . ·�
81 82 84 85 87 89 90 92 94 95 97 99 00 02 04 05 07 08 10 12 13 15 17 18
Presión (kg/cm2) -- Qw(Mbd)
-- Qo(Mbd) Qiny N2 (MMpcd)
Qg (MMpcd) -- No. Pozos Historia
Nota: La producción de gas incluye Ni.
Figura 16. Producción del campo Ku.
{Fuente: Comisión con la información presentada por PEP).
400
350
300
250
200
150
100
so
En este sentido se advierte que las condiciones no son óptimas para desarrollar las
53 reparaciones mayores que se encontraban planteadas en el Plan vigente.
Por lo antes expuesto, resulta técnicamente procedente recomendar a la Secretaría
de Energía la modificación del Anexo 2 del Título de Asignación, a fin de que sea
coincidente con las actividades propuestas por PEP en la modificación del Plan de
Desarrollo para la Extracción, en los siguientes términos:
1,•,:.H. . .. ,, . ' ' ' ' ' . ·•�: ' .... ' ' ' '
Perforaciones 6 3 1
Term1nac1ones 7 3 1
Reparaciones 4
Mayores 11 7
Reparaciones 2
tvienores 5 9 4 11 8 1
Taponamientos 18 13 8
Abandono .
La propuesta se alinea a las reparaciones menores proyectadas en la modificación
del Plan de Desarrollo para la Extracción en el horizonte 2019-2034 las cuales
consisten en 10 perforaciones, 11 terminaciones, 22 RMA, 40 RM E y 90 taponamientos.
Lo anterior tomando en consideración lo expuesto acerca del flujo fracciona! en los
pozos, la madurez del campo y que no se pretenden incorporar reservas de
hidrocarburos.
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En consecuencia, con fundamento en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16
de su Reglamento se somete a consideración de la Secretaría de Energía la
modificación del Anexo 2 del Título de Asignación en los términos referidos con
antelación, por lo que el presente deberá surtir los efectos de la opinión a que se
refiere la fracción I del artículo 16 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
X. Recomendaciones
Derivado del análisis técnico realizado a la información presentada por el Asignatario se estima necesario realizar las siguientes recomendaciones:
Realizar las actividades necesarias para asegurar el mantenimiento de presión a través de la inyección de nitrógeno, para tener un factor de remplazo igual o mayor al 100 %.Esta Comisión obseNa que el mantenimiento de presión en los yacimientos de la Asignación, derivado del grado de explotación en la que se encuentran, es un elemento crucial en la maximización del factor de recuperación final, lo anterior debido a que, en caso de no hacerlo, el avance del acuífero cubrirá zonas de aceite que no podrá recuperarse mediante la implementación de recuperación primaria y secundaria.
Asegurar la implementación de mantenimiento de presión en el yacimiento EM y reevaluar la factibilidad de implementar recuperación secundaria en el yacimiento JSK, así como tecnologías de extracción asociadas a Campos internacionales que proyectan un mayor factor de recuperación en los yacimientos EM y JSK, conforme al análisis presentado en el presente dictamen.
Adecuar y optimizar infraestructura, para evitar el sobredimensionamiento y de esta forma asegurar la estabilidad del flujo.
Administrar el ritmo de vaciamiento, así como de las actividades de desarrollo de los yacimientos Eoceno Medio, Cretácico, Jurásico Superior Kimmeridgiano correspondientes a la Asignación, lo anterior considerando que el campo se encuentra en declinación debido a la disminución de presión como resultado del volumen extraído de hidrocarburos, dando como resultado el avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite y la disminución de la ventana operativa de aceite, lo cual podría afectar la estrategia de desarrollo a largo plazo.
Evaluar escenarios técnica y económicamente que consideren la aplicación de procesos de recuperación secundaria o mejorada de producción, así como la evaluación integral de campos vecinos que comparten características similares del sistema roca-fluido, mecanismos de producción de los yacimientos, y el uso infraestructura, con la finalidad de minimizar la contaminación del casquete de gas con nitrógeno optimizar los procesos de producción, y administración de yacimientos. r Cabe mencionar, en el supuesto de que el operador decida emplear algún método
� de recuperación adicional, deberá obseNar y atender los Lineamientos técnicos en materia de recuperación secundaria y mejorada los cuales fueron publicados en el
/Y 777\
Diario Oficial de la Federación el 22 de noviembre del 2018.
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Finalmente, se estima conveniente reiterar que el análisis que deriva en la opinión
técnica expuesta en el presente Dictamen se realizó con base en la información que
obra en el expediente 5S.7/3/6/2019 entregada por el Asignatario a la Comisión,
durante el proceso de evaluación de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo
para la Extracción de la Asignación A-0183-2M-Campo Ku.
neral de Dictámenes de
ELABORÓ
�- -?" --;::::7 -7-,-<-"-- - /
MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA Directora General Adjunta
Dirección General de Prospectiva yEvaluación Económica
MTRA. MARÍ A ELIA BURGUEÑO MERCADO
Directora General Dirección General de Prospectiva y
Evaluación Económica
REVISÓ
ING. ALAN ISAA�
EY VELÁSQUEZ Director General Adjunto
Dirección General de Dictámenes de Extracción
ELABORÓ
ING. HÉCTOR EDUARDO JOFRE UGALDE Director de Área
Dirección General de Medición yComercialización de la Producción
ELABORÓ
Jrae10FUENTES SERRANO Subdirector de Área
Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción
REVISÓ
NA BERTHA GONZÁLEZ MORENO
Directora General Dirección General de Medición y
Comercialización de la Producción
62
A TREJO MARTÍNEZ
cnica de Extracción y su Supervisión
Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 20, 35, 37 y
42 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos publicado en
el Diario Oficial de la Federación el 27 de junio de 2019, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión,y aprobación, o no aprobación, de la modificación
al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0183-2M-Campo Ku.
