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Contrato CNH-R01-L03-Al2/2015
Dictamen Técnico de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos
Contratista: Grupo Mareógrafo, S.A. de C.V.
Junio 2019
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ck H1drol.1rburo
l. IDENTIFICACIÓN DEL CONTRATISTA Y DEL ÁREA CONTRACTUAL ......... 3
11. ELEMENTOS GENERALES DEL PLAN ................................................................. 4
111. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN ........................... 6
IV. CRITERIOS DE EVALUACIÓN ............................................................................... 7
V. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS.ELEMENTOS DEL PLAN ........................ 7
A) OBJETIVO Y ALCANCE DE LAS ACTIVIDADES DE DESARROLLO ................................................................................................. 7
B) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DEL ÁREA CONTRACTUAL. ............................... 8
C) ACTIVIDADES DEL PLAN ..................................................................................................................................................................... 10
D) PRONOSTICOS DE PRODUCCION ............................•........................................................................................................................ 1 O
E) ANALISIS ECONÓMICO ........................................................................................................................................................................ 11
F) MECANISMOS DE MEDICION DE LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS ............................................................................ 12
G) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................................................................................. 12
H) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................................................ 12
VI. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA
EXTRACCIÓN Y MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL
PLAN ......................................................................................................................... 13
VII. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ................................................ 18
VIII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL,
CAPACITACIÓN Y TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA ............................... 18
IX. SENTIDO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................. 19
A) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MAXIMO DE PETROLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO. EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES .............................................................. 19
B) LA REPOSIC/ON DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACION Y. A PARTIR DE LOS RECURSOS PROSPECTIVOS . ......................................................................................................... 19
C) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACION Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN
D)
E)
F)
BENEFICIO DEL PA{S ............................................................................................................................................................................ 19
LA TECNOLOG{A Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN. EN CONDICIONES ECONOMICAMENTE VIABLES ................................................................................................................................ 19
EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL.. .................................................................................................. 19
MECANISMOS DE MEDIC/ON DE LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS ............................................................................ 20
COB MX/CNrl RONDASMEY.1CC GOB MX HICROCARBUROS.COB MX N«....ido - (........, ,._
l. Identificación del Contratista y del ÁreaContractual
El Contrato CNH-R0l-L03-Al2/2015 (en adelante, Contrato) para la Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de Licencia, se celebró el 10 de mayo de 2016 (en adelante, Fecha Efectiva) entre la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión o CNH) y por la otra parte, Grupo Mareógrafo S.A. de C.V. (en adelante, Contratista).
Grupo Mareógrafo S.A. de C.V., es una sociedad mercantil constituida y con personalidad jurídica de conformidad con las leyes de los Estados Unidos Mexicanos, cuyo único objeto social es la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, se encuentra representada por Juan Rogelio Rodríguez Velázquez, en su carácter de Presidente del Consejo de Administración de la Sociedad Mercantil denominada GRUPO MAREÓGRAFO SA de CV, tal como se acredita con la escritura pública No. 13,806 de fecha 14 de abril de 2016, otorgada ante la fe del Lic. Mariano Palacios González Notario Público No. 23 de la demarcación Notarial de Querétaro.
La vigencia del Contrato es de 25 años contractuales a partir de la Fecha Efectiva, en el entendido de que continuarán vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la terminación del presente Contrato, incluyendo las relativas al abandono, la indemnización, la seguridad industrial y protección al medio ambiente, lo anterior en términos de la Cláusula 3.1 del Contrato.
Ahora bien, cabe señalar que en virtud de que el Área Contractual contaba con un campo en producción a la fecha de adjudicación del mismo, el Contratista se encontraba obligado a presentar un Plan de Desarrollo para la Extracción dentro de los 120 días siguiente a la fecha efectiva, conforme a lo dispuesto por la Cláusula 5.3 del Contrato, por lo que, el Contratista presentó a la Comisión para su aprobación, el Plan de Desarrollo para la Extracción, mismo que fue aprobado por el Órgano de Gobierno de esta Comisión mediante la Resolución CNH.E.ll.007/17 del 6 abril de 2017.
Los datos del Contrato se muestran en la Tabla l.
Nombre Mareógrafo
Estado y Municipios China, Nuevo León
Area Contractual 29.846 km2
Fecha Efectiva 10 de mayo de 2016
Vigencia 25 años a partir de la Fecha Efectiva.
Tipo de Contrato Extracción de Hidrocarburos bajo la
Modalidad de Licencia
Contratista Grupo Mareógrafo, S.A. de C.V.
Profundidad Media para Exploración y Sin restricción
Extracción
Campos Colindantes Colinda con el Campo China (al Norte),
Calibrador (al Sur), Campo Duna (al Oeste)
Yacimiento Paleoceno Midway-18, 17 y 19
Tipo de Hidrocarburo Gas seco
Tablo Wotos genemles del Contmto (fuente, Con te�
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11. Elementos generales del Plan
A través del escrito MAR-CNH-UATAC-051.2019, con fecha 16 de abril de 2019, el Contratista presentó a la Comisión, la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del Área Contractual 12, Mareógrafo, con el objetivo de dar continuidad operativa ya que el contratista cuenta con una prórroga para terminar su periodo de evaluación misma que fue aprobada mediante la Resolución CNH.E.25.005/19 del 21 de mayo de 2019, derivado de lo anterior el Contratista presenta la Modificación al Plan de Desarrollo de al Campo Mareógrafo en términos de la Cláusula 5.3 del Contrato y de los Criterios Generales aplicables a los planes de Evaluación y de Desarrollo, relacionados con los Contratos derivados de la Licitación Pública Internacional CNH-R01-L03/2015 (en adelante, Criterios) contenidos en la Resolución CNH.E.54.001/16 del 10 de octubre de 2016.
La información recibida por la Comisión a la que se refiere el párrafo anterior fue remitida a la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético de la Secretaría de Economía (en adelante, SE) y a la Unidad de Gestión Industrial - Dirección General de Gestión de Exploración y Extracción de Recursos Convencionales de la Agencia Nacional de Seguridad y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, Agencia) a través de los oficios 250.211/2018, 250.212.2019, 250.305.2019, 250.306.2019 y 250.210/2018 respectivamente con fecha de 15 de mayo de 2019 y 13 de junio de 2019.
El área contractual Mareógrafo se localiza en el extremo Oriente del estado de Nuevo León, aproximadamente a 104 kilómetros al Suroeste de la Ciudad de Reynosa, Tamaulipas. Geológicamente se encuentra en la Cuenca de Burgos (Figura 1). No cuenta con restricciones de profundidad y su yacimiento principal se encuentra ubicado en los carbonatos y brecha del Cretácico Superior.
El Área Contractual cuenta con 14 pozos perforados en el campo, de los cuales 11 son productores. El Área cuenta con una red de duetos de 16 líneas de descar
7
a y 1 asoducto, así como 2 líneas de descarga fuera de operación.
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Figura 1. Ubicación del Área Contractual Mareógrafo. (Fuente: CNH}
Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se muestran
en la Tabla 2.
Área Contractual Campo/
Vértice Oeste Norte
Observaciones Polígono (Longitud) (Latitud)
l 99° 11' 00" 25° 39' 30"
2 99° 11' 00" 25° 39' 00"
3 99° 10' 00" 25° 39' 00"
4 99° 10' 00" 25° 37' 00"
5 99° 09' 30" 25° 37' 00"
6 99° 09' 30" 25° 34' 00"
7 99° 10' 30" 25° 34' 00"
8 99° 10' 30" 25° 35' 00"
12 Mareógrafo 9 99° 11' 00" 25º 35' 00" Sin restricción
10 99° 11' 00" 25° 37' 00"
11 99° 11' 30" 25° 37' 00"
12 99° 11' 30" 25° 37' 30"
13 99° 12' 00" 25° 37' 30"
14 99° 12' 00" 25° 38' 00"
15 99° 13' 00" 25° 38' 00"
16 99° 13' 00" 25° 39' 30"
Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices del Contrato CNH-R07-L03-A12/2015 {Fuente: / �(¡;f
Contcato).
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111. Relación cronológica del proceso de revisión
El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del dictamen de la modificación al Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista, involucró la participación de cinco unidades administrativas de la Comisión: La Dirección General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición, la Dirección General de Comercialización, la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica, y la Unidad de Administración Técnica de Contratos. Además de la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional y el Programa de Capitación y Transferencia de Tecnología, así como a la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (en adelante, ASEA), quien es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos.
La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto a la Modificación del Plan de Desarrollo presentado por el Contratista para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/9/2016 Dictamen Modificación Plan de Desarrollo Contrato CNH-R01-L03-Al2/2015, de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.
Oficio MAR-CNH
UATAC-051.2019 ' ' '
CONTRATISTA➔ CNH
Presentación de la modificación
del Plan de Desarrollo
17/04/2019
Oficio 250.166/2019
' ' '
CNH-t
CONTRATISTA
Prevención por información
faltante
06/05/2019
i CNH ➔ SE
Cumplimiento Contenido
CNH ➔ASEA Sistema de Administración de
Riesqos
Oficio MAR-CNH-UTE-
066.2019
! t
CONTRATISTA➔
CNH
Atención a la Prevención
24/05/2019
CNH
Presentación al Órgano de Gobierno
18/06/2019
l alcance de información
Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución. {Fuente: CNH)
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IV. Criterios de evaluación
Se verificó que las modificaciones propuestas por el Contratista 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 propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Contratista de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39, fracciones 11, 111, IV, VI y VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
Cabe señalar que el 12 de abril de 2019, se publicaron en el DOF los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante, Lineamientos 2019).
En consecuencia, la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción cumple con los requisitos establecidos en el artículo 22 de los Lineamientos 2019, conforme a lo siguiente:
a) El Contratista presentó la información mediante el formato MP y el instructivoestablecidos por la Comisión;
b) Adjuntó el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo;
c) Presentó el documento que integra los apartados del Plan de que sufrenmodificación, y
d) El Contratista presentó una tabla comparativa de los cambios que se proponen,así como la justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado con lainformación y nivel de detalle establecido.
Aunado a lo anterior, esta Comisión evaluó la Solicitud de conformidad con los Criterios Generales aplicables a los planes de Evaluación y de Desarrollo, relacionados con los Contratos derivados de la Licitación Pública Internacional CNH-R01-L03/2015 (en adelante, Criterios) contenidos en la Resolución CNH.E.54.001/16 del 10 de octubre de 2016.
Al respecto se advierte que las modificaciones propuestas por el Contratista al Plan de
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Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 22 y 25 de los Lineamientos 2019. Asimismo, se advierte que la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción cumple con los requisitos establecidos por las Cláusulas 5.3, 18.3, 18.5 y Anexo 9 del Contrato, así como el Anexo Único de los Criterios.
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7
V. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan
a) Objetivo y alcance de las actividades de desarrollo
El objetivo general de la modificación al Plan de Desarrollo es dar continuidad operativa a la producción comercial de hidrocarburos de manera segura y contribuir en la recuperación eficiente de las reservas de hidrocarburos durante el periodo que abarca de mayo 2019 a diciembre 2020 por lo que, de conformidad con los Criterios, una vez que el Contratista concluya el Periodo de Evaluación y las Actividades Petroleras previstas en el Programa de Evaluación, deberá presentar una modificación para actualizar su Plan de Desarrollo.
En este sentido, cabe señalar que, durante el Periodo de vigencia de la presente Modificación, el Contratista diseñará y en su caso someterá a aprobación de esta Comisión el Plan de Desarrollo para la Extracción.
Alcance
Durante esta etapa no están programadas actividades de perforación y/o reparaciones mayores a pozos para el incremento de la producción actual del campo. Las actividades aprobadas no se modifican. El Contratista considera realizar tareas de mantenimiento y operación a instalaciones, mantenimientos a duetos, y pruebas de producción.
Los gastos de operación para la vigencia de la modificación al Plan de Desarrollo están estimados en $1,449,828.09 USO. La producción acumulada gas asociada a los 11 pozos operando en el campo, durante el periodo de modificación del Plan de Desarrollo es de: 4.98 mmmpc de gas hidrocarburo.
b) Características generales y propiedades de los yacimientos del ÁreaContractual
El campo fue descubierto en 2008 con la perforación del pozo Mareógrafo-1 comenzando su explotación. Es un yacimiento de areniscas de la formación Paleoceno Midway productor de gas seco con una profundidad promedio de 2,700 mvbnm. El principal yacimiento productor es el PM-18 cuyos espesores varían de 3 metros a 20 metros. La porosidad efectiva varía de 13 % a 22 %, saturación de agua de 10 5 hasta 40 %, y permeabilidades de O.OS mD hasta 0.56 md.
Las principales características generales geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos y yacimientos se muestran en la Tabla 3.
Características generales Yacimiento PM-18
Área (km2} 29.846
Año de descubrimiento 2008 Fecha de inicio de explotación 2008
Profundidad promedio (m) 3,080 (mvbmr) Elevación o tirante de agua (m) N/A
Pozos
Número y tipo de pozos perforados 14 perforados (1 pozo a perforarse y 1 pozo a
terminación)
GOB �AX/Cr-iH PONDASMEX1CO GOB.MX HIDr..iocAPBI.IROS.GOB MX
11 productores (por l a perforarse y l a Estado actual de pozos terminación). l cerrado con posibilidades, 2
taponados
Tipo de sistemas artificiales de producción Lanza barras y válvula motora
Marco Ceológico
Era, periodo y época Cenozoico, terciario y paleoceno - cretácico
Cuenca Burgos Play Paleoceno midway
Régimen tectónico Sistema de fallas normales
Ambiente de depósito Nerítico interno-medio de facies de plataforma
Litología almacén Areniscas
Propiedades petrofísicas
!lita/esméctica combinada, cuarzo sintaxial,Mineralogía cuarzo microcristalino, albita, dolomita ferrosa,
calcita, pirita, óxido de titanio
Saturaciones Sw:10 %- 40 %
(Especificar tipo de saturación como inicial, Modificada
irreductible, de agua, gas, aceite, etc.)
Porosidad y tipo Primaria del l3 % al 22 %
Permeabilidad (mD) O.OS a 0.56Espesor neto y bruto promedio (m) 11
Relación neto/bruto 11/13 Propiedades de los fluidos
Tipo de hidrocarburos Gas seco no asociado
Densidad API N/A
(a condiciones de yacimiento y de superficie)
Viscosidad (cp) N/A
(a condiciones de yacimiento y de superficie)
Relación gas - aceite inicial y actual N/A
Bg inicial 0.00347 bl/slb
Calidad y contenido de azufre N/A
Presión de saturación o rocío N/A
Factor de conversión del gas 5.8485 mpc/b
Poder calorífico del gas 8867.ll kcal/m3
Propiedades del yacimiento
Temperatura (ºC) 115-125Presión inicial (kg/cm2) 464.02 Presión actual (kg/cm2) S/D
Mecanismos de empuje principal y secundario Expansión Roca y Fluidos
Extracción
Métodos de recuperación secundaria N/A
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Métodos de recuperación mejorada N/A
Gastos actuales 2.31 mmpcd Gastos máximos y fecha de observación 21.918 mmpc en febrero 2009
Corte de agua 2%
Tablo 3. Característicos generales del Área Contractual (Fuente: Contratista)
c) Actividades del Plan
En la presente modificación al Plan de Desarrollo se considera realizar actividades demantenimiento y mediciones de producción, las cuales ya se tenían aprobadas, y demanera referencial se describe a continuación:
• Pruebas de producción: 219 actividades de pruebas de presión, 219 actividades deecómetro, 2 actividades de registros de presión, 179 actividades de mediciónbifásica.
• Mantenimiento a instalaciones de producción: inspecciones visuales,mantenimiento preventivo, manteamiento a caminos, entre otros.
• Operación de instalaciones de producción: operación de pozos, barrasespumantes, agente antiespumante.
• Mantenimientos a duetos: inspección visual, limpiezas a líneas de descarga,protección catódica, mantenimiento a instalaciones
Respecto de las Actividades Petroleras referidas en el Plan de Desarrollo, las mismasdeberán de ser conformes con el inventario de activos que derive de la Etapa deTransición de Arranque.
d) Pronósticos de producción
El Campo Mareógrafo tiene una producción acumulada a mayo de 2019 de 34.39 MMMpcde gas natural; la producción promedio en abril 2019 fue de 2.028 MMpcd de gas.
En la figura 3 se observa el pronóstico de producción de gas de la modificación del Plan/ de Desarrollo.
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05/2019 08/2019
Pronóstico de Producción
12/2019 03/2020
....... Qg GP
06/2020
Gas a recuperar en el periodo 4.9MMMPC
09/2020
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01/2021
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Figuro 3. Perfil de producción de gas. (Fuente: Comisión con datos del Contratista)
e) Análisis económico
De ·acuerdo con la información presentada por el Contratista, el monto para llevar a cabo
las actividades que se describen en el Plan de Desarrollo presentado, es de
aproximadamente 1.45 millones de dólares.
i. Descripción de las inversiones y gastos de operación
El Programa de Inversiones propuesto por el Contratista es el que se describe en la Tabla
4. Así mismo, la Figura 4 representa la distribución por Sub-actividad para la Actividad
Petrolera Producción
Actividad Sub-actividad Petrolera 2019 2020
Petrolera
General 27,3S0.86 42,120.32
Pruebas de Producción 81,SS6.73 123,972.0S
Producción Operación de Instalaciones de Producción 442,889.22 64S,817.52
Duetos 27,631.46 39,163.46
Seguridad, Salud y Medio Ambiente 13,166.47 6,160.00
Total 592,594.74 857,233.36
Tablo 4: Programo de Inversiones asociado al Pion de Desarrollo presentado por el Contratista
(Montos en dólares de Estados Unidos)
Total
69,471.18
20S,S28.78
1,088,706.74
66,794.92
19,326.47
1,449,828.09
Seguridad, Salud y Medio Ambiente, 1.3%
Duetos, 4.6% General, 4.8%
Operación de Instalaciones de
Producción, 75.1%
Pruebas de Producción,
14.2%
Figura 4: Distribución del Programo de Inversiones, Actividad petrolera: Producción
$ 1.45 millones de dólares
De la información anterior, se observa que el Programa de Inversiones presentado por el Contratista detalla los costos asociados a cada una de las actividades programadas, y se presentó de conformidad con el Catálogo de Costos establecido por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
f) Mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos
Conforme a la información presentada por el Contratista, se identificó que el apartado de medición no es objeto de modificación, por lo que la medición se mantiene en los términos aprobados mediante la Resolución CNH.E.ll.007/17 del 6 abril de 2017, y es viable que continúe midiendo a través del punto de Medición provisional en los términos precisados en la resolución CNH.E.33.009/16 del 3 de agosto del 2016.
g) Comercialización de hidrocarburos
Conforme a la información presentada por el Contratista en la solicitud de modificación
�
al Plan, referente a la Comercialización de Hidrocarburos, después de la revisión y análisis se determinó que se mantienen en los términos y condiciones aprobados mediante la Resolución CNH.E.ll.007/17 del 6 abril de 2017, por lo que no se presenta modificación alguna en este apartado.
h) Programa de aprovechamiento del gas natural
/ El programa de aprovechamiento del gas natural· no aplica, en virtud de que el ,,
fundamente en los artículos 2, y 3 fracción II de las Disposiciones Técnicas para el 'i.
fr /
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GOB M>.'CNr< PONDA5ME)I.ICO GOB M, HIC,r,oc APBIJQOS GOB MX -�doMd-uc�
u-
aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de
hidrocarburos.
El Contratista manifiesta en su solicitud de modificación al Plan de Desarrollo que no
existen cambios respecto al aprovechamiento de gas y que el Plan se mantiene en los términos aprobados de la Resolución CNH.E.11.007/17 de 6 abril de 2017.
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13
VI. Mecanismos de revisión de la EficienciaOperativa en la extracción y métricas de evaluación
de la modificación al Plan
En atención a que el Plan de Desarrollo para la Extracción cuenta con una aprobación previa respecto a los indicadores necesarios para evaluar el desempeño de la ejecución y supervisar el cumplimiento de las actividades programadas, esta Comisión no considera necesaria la modificación de dicho rubro, motivo por el cual se mantiene en los término previamente aprobado, tal como se establece en el apartado VI del Anexo Único, Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la extracción y métricas de evaluación de la modificación al Plan.
Cabe mencionar que en este apartado no existen cambios y que se mantiene en los términos aprobados de la Resolución CNH.E.11.007/17 del 6 abril de 2017.
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Formula o descripción del indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la
comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Formula o descripción del indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
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
Al
e Preal - T Pplan) TP = • 100 TPpla11
finalizar la perforación
terminación de un pozo
Al finalizar la perforación
terminación de un pozo
-
-
Tiempo de éxito de perforación en la delimitación
Porcentaje de pozos delimitadores
exitosos con respecto al número
total de pozos delimitadores
perforados. El éxito se considera
cuando el pozo permite la
delimitación de un yacimiento
Porcentaje
TEPlr_l d l" . d = •100 ( ozos e imita ores exitosos
) Total de pozos delimitadores
Al finalizar la perforación y prueba de
un pozo
Al finalizar la perforación y prueba de
un pozo
Tiempo de reparaciones en pozo
Porcentaje de la diferencia del
tiempo promedio de las
reparaciones en pozo con respecto
al programado
Porcentaje de desviación
cRPreal - TRPplan)TRP = TRPplan • lOO
Al finalizar la reparación -
terminación de un pozo
Al finalizar la reparación -
terminación de un pozo
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
TEPD = ( �:::: ;,. ----:�:_:: __ ,�=) • 100
Al finalizar la perforación y prueba
de un pozo
Al finalizar la perforación y prueba
de un pozo
Característica Tasa de éxito de reparaciones
Metas o parámetros de Porcentaje de reparaciones exitosas medición con respecto al número total de
reparaciones hechas. El éxito se considera cuando existe optimización de la producción en el pozo
Unidad de medida Porcentaje
Formula o descripción del TER = (-·-,--·""·-
··--CA .. ___
]• 100
indicador Total de reparaciones
Frecuencia de medición Al término de la reparación y prueba
de un pozo
Periodo de reporte a la Al término de la reparación y prueba
Comisión de un pozo
Característica Pozos perforados
Metas o parámetros de Porcentaje de la diferencia entre los medición pozos perforados e el año respecto a
los planeados en el año
Unidad de medida Porcentaje
Formula o descripción del DPP = (· -- ,- -·)
• 100indicador PPApla11
Frecuencia de medición Trimestral
Periodo de reporte a la Trimestral
Comisión
Característica Producción
Metas o parámetros de Porcentaje de desviación de la medición producción acumulada del campo o
yacimiento real con respecto a la
planeada en un tiempo
determinado
Porcentaje de desviación Unidad de medida
(Areal - PAplan) Formula o descripción del OPA= • 100
indicador PAplan
Frecuencia de medición Mensual
Periodo de reporte a la Mensual
Comisión
Característica Desarrollo de reservas
Reparaciones mayores
Porcentaje de la diferencia entre las reparaciones mayores realizadas respecto a las programadas en el año
Porcentaje
DRMA = ( �MAplan··r
·-
·'.) • 100
Trimestral
Trimestral
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 = (- ·-· ,-·-·:) • 100 TPplan
Trimestral
Trimestral
Gasto de operación
Porcentaje de desviación del gasto de operación real con respecto al programado en un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
_ (Oreal - GOplan) • DGO - GO l
100 p a11
Trimestral
Trimestral
Inyección de fluido
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Formula o descripción del indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la
Comisión
Característica
Metas o parámetros de
medición
Unidad de medida
Formula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Característica
Metas o parámetros de
medición
Unidad de medida
Formula o descripción del indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la
Comisión
Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al programa en un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DDR = • 100
Trimestral
Mensual
Avance del proceso perforación
fractura miento
Porcentaje de la diferencia entre las actividades de perforación y fractura miento reales con respecto a las planeadas en un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DPF = • 100
Trimestral
Trimestral
Producción acumulada post
fractura
Producción acumulada por pozo o grupo de pozos entre el total de pozos del grupo, en un tiempo determinado
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
DIF = • 100
Trimestral
Mensual
Productividad
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
Mensual
Mensual
Factor de recuperación
Porcentaje de la diferencia entre el factor de recuperación real con respecto al planeado a un tiempo determinado
Miles de barriles (mb) Porcentaje de desviación
Producción acumulada por pozo o por grupo de pozos entre el total de pozos productores en el yacimiento
Mensual
Mensual
(FRreal - FRplan
) DFR = ------ • 100 FRpla11
Trimestral
Trimestral
Característica Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural
Metas o parámetros de Porcentaje de la diferencia entre el Porcentaje de la diferencia entre el
medición contenido nacional utilizado aprovechamiento de gas real respecto al programado respecto al programado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación
Formula o descripción del DCN = (-�-indicador
Frecuencia de medición Trimestral
Período de reporte a la Trimestral
Comisión
--· -· ,-·-·'.) • 100 CNplan
DAGN = l -·
Mensual
Mensual
· • 10 --• nu ",-•-•:; O AGNplan
Tabla 5./ndicadores clave de desempeño en desviación de producción y desviación de gasto de
operación. {Fuente: Contratista)
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 31 fracciones VI y VIII 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 Contratista, 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 monto deerogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, comose observa en la Tabla 6.
Sub- Programa de Erogaciones Indicador
Programa de actividad Tarea erogaciones ejercidas
Erogaciones/ petrolera uso uso
ejercidas
General Administración de
69,471.18 contratos
Pruebas de Realización de pruebas 205,528.78
Producción de producción
Mantenimiento de las
Operación instalaciones de 318,376.24
de producción
instalaciones Ingeniería de
549,288.93 producción
de Operación de las
producción instalaciones de 221,041.57
producción
G0B.MX/O·lH P0NOASMEX1C0.G0B.MX H1Qr.,0CAPBIJR0S.G0B MX
�
ji
Duetos Mantenimiento de
66,794.72 duetos
Actualización del plan de seguridad y medio 3,787.04
ambiente Seguridad, Prevención y detección
salud y de incendio y fugas de 3,787.04 medio gas
ambiente Tratamiento y eliminación de residuos
10,160.00
Auditoria de seguridad 1,592.38
TOTAL 1,449,828.09
Tabla 6. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera {Fuente: Comisión).
ii) Las actividades planeadas por el Contratista están encaminadas a la continuidad
operativa del Campo. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de gas
que se obtenga derivada de la ejecución del Plan, como se muestra en la Tabla 7.
Producción Producción de
de gas gas real
Procentaje de programada Desviación
[mmpcd] (mmpcd)
16/05/2019 4.77
16/06/2019 10.67
16/07/2019 9.60
16/08/2019 11.58
16/09/2019 11.03
16/10/2019 10.51
16/11/2019 10.01
16/12/2019 9.55
16/01/2020 9.10
16/02/2020 8.68
16/03/2020 8.28
16/04/2020 7.90
16/05/2020 7.54
16/06/2020 7.20
16/07/2020 6.88
16/08/2020 6.57
16/09/2020 6.28
16/10/2020 6.01
16/11/2020 5.74
16/12/2020 5.50
TOTAL 4.98
Tabla 7. Indicadores de desempeño de la producción de gas en función de la producción
reportada {Fuente: Comisión).
GOB.Mx/CNH PONDASMEXICO COB.MX HIDPOCAPBUROS.GOB MX
VII. Sistema de Administración de Riesgos
Mediante oficio 250.210/2019 del 15 de mayo del 2019, la Comisión remitió a la ASEA la información presentada por el Contratista respecto a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del Contrato CNHR01-L03-Al2 Campo Mareógrafo a fin de que determine lo conducente.
Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH-R01-L02-Al2/2015, lo anterior sin detrimento de la obligación del Contratista de obtener los permisos, autorizaciones y resoluciones favorables de las autoridades competentes en materia de impacto ambiental y social entre otras, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.
VIII. Programa de cumplimiento de ContenidoNacional, Capacitación y transferencia de
tecnología.
Mediante oficios 250.211/2019 y 250.212/2019 de fecha 15 de mayo de 2019 y oficios 250.305/2019 y 250.306/2019 de fecha 13 de junio de 2019 la Comisión remitió a la Secretaría de Economía la información presentada por el Contratista referente a Contenido Nacional y el Programa De Capacitación Y Transferencia De Tecnología respecto a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del Contrato CNHROlL03-Al2 Campo Mareógrafo a fin de que determine lo conducente.
Por lo que hace al cumplimiento de los programas asociados a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, esta Comisión advierte que aún no cuenta con la opinión favorable que al efecto corresponde emitir en el ámbito de sus atribuciones a la Secretaría de Economía, tanto por el cumplimiento del porcentaje de Contenido Nacional, así como por el programa de capacitación y transferencia de tecnología, motivo por el cual una vez que, en su caso, dicha autoridad emita las opiniones en sentido favorable, se tendrán por aprobados los programas asociados y formarán parte del Plan de Desarrollo para la Extracción y del Contrato.
Lo anterior, tomando en consideración la competencia material de la Secretaría de Economía en materia de Contenido Nacional, en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos.
Por otra parte, esta Comisión deja de manifiesto que en el supuesto de que la Secretaría de Economía emita un pronunciamiento en sentido no favorable, el Contratista estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, ello a efecto de que pueda dar cumplimiento a las obligaciones en materia de Contenido Nacional, así como de capacitación y transferencia de tecnología.
Lo anterior, a efecto de cumplir con lo estipulado en las Cláusulas 18.3 y 18.5 del Contrato.
COB Mx/CNH PONDASMEXICO COB.MX HIDROCAPBUROS.GOB MX ""'"""' do -
c-lilffillC..wbulu\
V
j/
IX. Sentido del Dictamen Técnico
Se llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista de conformidad con los criterios generales emitidos por la Comisión mediante Resolución CNH.E.54.001/16 del 10 de octubre del 2016, en relación con el contenido del Contrato y los Lineamientos en lo conducente, por lo que se determinó que, en cumplimiento a dicha Resolución, el Plan busca dar continuidad a las actividades de extracción por lo cual esta Unidad Técnica considera viable aprobar la modificación al Plan de Desarrollo, adicionalmente:
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Contratista de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39, fracciones lf, 111, IV, VI y VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable toda vez que:
a) 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
El Plan establece actividades encaminadas a la continuidad operativa y deproducción lo que representa un volumen a recuperar de 4.98 mmmpc de gashidrocarburo durante la vigencia del presente Plan.
b) La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridadenergética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos.
Por el momento el Contratista se encuentra en una etapa de evaluación del Campo,por lo que solo está desarrollando las reservas probadas documentadas por elOperador anterior.
c) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de
hidrocarburos en beneficio del país
Las actividades planteadas por el Contratista consisten en pruebas de producción,mantenimiento a instalaciones de producción, operación de instalaciones deproducción, mantenimiento a duetos, y contribuyen a promover el desarrollo de lasactividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país
d) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de
recuperación, en condiciones económicamente viables
Una vez analizada la información remitida po_r el Contratista, la Comisión concluyeque son viables y permiten maximizar el factor de recuperación de hidrocarburos.
e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural
El programa de aprovechamiento del gas natural no aplica, en virtud de que elhidrocarburo que se extrae del campo Mareógrafo es gas no asociado.
GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX HIDPOCARBUROS GOB MX-� d< l�w1rocilfflUtOI
f} Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
Conforme a la información presentada por el Contratista, se identificó que elapartado de medición no es objeto de modificación, por lo que la medición semantiene en los términos aprobados mediante la Resolución CNH.E.ll.007/17 del 6abril de 2017, y es viable que continúe midiendo a través del punto de Mediciónprovisional en los términos precisados en la resolución CNH.E.33.009/16 del 3 deagosto del 2016.
ELABORÓ
ING. ROBERTO GERARDO CASTRO
GALINDO
Director General Adjunto
Dirección General de Dictámenes de Extracción
ELABORÓ
� LIC. CYN LARISSA REYNOSO
CERECEDA
Directora de Área
Dirección General de Estadística y Evaluación Económica
ELABORÓ
ELABORÓ
ING. EDGAR HERNÁNDEZ RIVERA
Jefe de departamento
Dirección de Comercialización de Producción
•·, •, J ,,�•.- '-'' • � <r•, ' "" ''• f',¡.aclOO.llde - ,,.,_,. lhdlo(Mbunn
2
MTRO. SAMUEL CAMACHO ROMERO
Director General Adjunto Dirección General de Medición Dirección
de Comercialización de Producción
MTRA. MARÍ
MERCADO
Directora General Dirección General de Estadística y
Evaluación Económica
ING.JULIO C
REVISÓ
MT A. ANA BERTHA GONZÁLEZ
MORENO
Directora General
Dirección de Comercialización de Producción
Dirección General e Dictámenes de Extracción En suplencia por ausencia de Titular de la Unidad Técnica de Extracción con
fundamento en el artículo 49 pri er párrafo del Reglamento Interno de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos
Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias
y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 29 y 35 del Reglamento Interno
de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, 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 del Contrato CNH-ROl-L03-Al2/20lS
Campo Mareógrafo.
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![[공간정보시스템 개론] L03 지구의형상과좌표체계](https://img.pdfslide.tips/doc/110x75/58e5324e1a28abac7e8b5bb9/-l03-.jpg)
