Contrato CNH-R01-L03-A15/2015

Dictamen Técnico de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Contratista: Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V.

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Com1 ión de H

ac1on.

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l. IDENTIFICACIÓN DEL OPERADOR 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 ........................ 8

A) OBJETIVO Y ALCANCE DE LAS ACTIVIDADES DE DESARROLLO ................................................................................................. 8

B) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DEL ÁREA CONTRACTUAL. ............................... 8

C) ACTIVIDADES DEL PLAN ..................................................................................................................................................................... 10

D) PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN ..................................................................................................................................................... 10

E) ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................................................................................................................ 12

F) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS ............................................................................ 13

G) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................................................................................. 13

H) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................................................ 13

VI. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA

EXTRACCIÓN Y MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL

PLAN ......................................................................................................................... 14

VII. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ................................................ 17

VIII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL,

IX.

AJ

B)

C)

D)

E)

F)

CAPACITACIÓN Y TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA ............................... 17

SENTIDO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................. 18

ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCION DEL VOLUMEN MAXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONOMICAMENTE VIABLES .............................................................. 18

LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN Y. A PARTIR DE LOS RECURSOS PROSPECTIVOS . ......................................................................................................... 18

PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PA{S ............................................................................................................................................................................ 18

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 MEDICION DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................ .

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2

l. Identificación del Operador y del ÁreaContractual

El Contrato CNH-ROl-L03-Al5/20l5 (en adelante, Contrato) para la Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de Licencia, se celebró el 10 de mayo de 2016 entre, los Estados Unidos Mexicanos por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y por la otra parte, Renaissance Oil Corp S.A. de C.V.

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.

Conforme con la Cláusula 5.3 del Contrato, debido a que el Área Contractual contaba con un campo en producción a la fecha de adjudicación del Contrato, el Contratista presento a la CNH para su aprobación un Plan de Desarrollo para la Extracción mismo que fue aprobado mediante la Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2077.

Los datos del Contrato se muestran en la Tabla l.

Nombre Área Contractual Mundo Nuevo

Estado y Municipios Juárez, Chiapas

Area Contractual 27.70 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 Renaissance Oil Corp S.A. de C.V.

Mundo Nuevo Polígono A, Sin restricción

Profundidad Media para Exploración y Mundo Nuevo Polígono B, Todas las Formaciones

Extracción Geológicas con . .

de las calizas excepcIon

dolomitizadas del Cretácico Superior

Al Norte, Cacho López, al Este, Asignación A-0029-

M - Campo Artesa, al Sur Área Contractual CNH-

Campos Colindantes R01-L03-A25/2015 (Topén) y la Asignación A-0317-M

- Campo Sunuapa, al Este con la Asignación A-

0099-M - Campo Comoapa.

Yacimiento Neógeno/Cretácico-Mundo Nuevo

Tipo de Hidrocarburo Gas y Condensado

Tabla 1.0atos generales del Contrato (fuente: Contratista)

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Elementos generales del Plan ----

11.

El Contratista ingreso la solicitud de Modificación del Plan de Desarrollo el día 22 de abril de 2019, a través del escrito con número ROC-CDMX-153-2019 bajo el amparo del Contrato número CNH-R01-L03-A15/2015 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.25.004/19 del 21 de mayo de 2019, derivado de lo anterior el Contratista presenta la Modificación al Plan de Desarrollo de al Campo Malva 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 campo Mundo Nuevo se localiza en el Sureste de la República Mexicana, aproximadamente a 10 km al Suroeste de Reforma, Chiapas. Abarca un área de 27.7 km2

,

y se asocia al área contractual CNH-R01-L03-Al5/2015. Geológicamente se encuentra en la cuenca terciaria del Sureste, frente de la Sierra de Chiapas, en el área de Chiapas­Tabasco en la Provincia tectónica Pilar Reforma-Akal. El yacimiento de interés corresponde al Cretácico Medio, ya que es el productor principal por excelencia del campo y su interpretación sismo-estratigráfica sugiere que se encuentra ampliamente distribuida con continuidad lateral, no obstante, no se descarta el Cretácico Superior, a pesar de que se encuentra erosionado en algunas áreas. El Cretácico Medio presenta impregnación de aceite (Condensado). (Figura 1). Cuenta con las siguientes restricciones de profundidad Mundo Nuevo Polígono A, Sin restricción; Mundo Nuevo Polígono B, Todas las Formaciones Geológicas con excepción de las calizas dolomitizadas del Cretácico Superior. Su yacimiento principal se encuentra ubicado en las Calizas dolomitizadas del Cretácico Medio.

El Área Contractual cuenta con 14 pozos perforados en el campo, 12 verticales y 2 desviados. El estado actual de los pozos es de 2 productores, 3 cerrados con posibilidades, 8 taponados y 1 en programa para taponar.

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1 CNH-R01-L03-A15•Mundo Nuevo

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Figuro 1. Ubicación del Área Contractual Mundo Nuevo. (Fuente: CNH)

Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se muestran

en la Tabla 2.

Área Campo/ Polígono Vértice

Oeste Norte Observaciones

Contractual

15

Polígono (Longitud) (Latitud)

1 93º

13' 30" 17°

46' 00"

2 93º

13' 30" 17°

45' 30"

3 93º

13' 00" 17º

45' 30"

4 93º

13' 00" 17°

45' 00"

Mundo 5 93º

12' 30" 17°

45' 00"

Nuevo A Sin restricción

6 93º

12' 30" 17°

43' 00"

Mundo 7 93º

13' 00" 17°

43' 00"

Nuevo 8 93º

13' 00" 17°

42' 30"

9 93º

15' 00" 17°

42' 30"

10 93º

15' 00" 17°

46' 00"

1 93º

15' 00" 17°

43' 00" Todas las Formaciones

Mundo 2 93º

15' 30" 17º

43' 00" Geológicas con

Nuevo B 3 93º

15' 30" 17°

44' 30" excepción de las

calizas dolomitizadas 4 93

º

15' 00" 17°

44' 30" del Cretácico Superior

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111. Relación cronológica del proceso de revisiónEl 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 cuatro 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. 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 y de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) , quién es la

autoridad competente para regular y supervisar la seguridad industrial, seguridad

operativa y protección al ambiente respecto de las actividades del sector hidrocarburos.

La Figura 2, muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen yresolución 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.7/3/11/2016 Dictamen Modificación Plan de Desarrollo Contrato CNH-R01-L03-Al5/2015, de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

22/04/2019

OFICIO ROC-CDMX-153-

7/05/2019

Oficio 23/05/2019

OFICIO ROC-CDMX-216-2019

18/06/2019

2019 1 1 1 1 1 1

.,

Contratista

Solicita a la CNH

Modificación al Plan de

Desarrollo

250.169/2019 1 1 1 1 1 1

.,

CNH

Prevención de información con

respecto a la solicitud de

modificación

1 1 1 1 1 1

Contratista Da Respuesta a

la prevención

CNH Evaluación y Elaboración

del Dictamen Técnico

1 1 1 1 1 1

.,

�

UTE envía memos UTE envía memos LITE envía memos y oficios

/

Remite Información a: Remite Atención a Solicitud de opinión: _ DG Medición Prevención: DG Medición UATAC DG Medición UATAC

DG Comercialización UATAC DG Comercialización

_______ º_G

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n Económica DG Comercialización DG Evaluación Económica

I.... ASEA y SE

15/05/2019 CNH➔SE �---------.------------.---------�

Cumplimiento Contenido

CNH ➔ASEA

Sistema de Admin

e Riesgos

ón

CNH

Análisis y evaluación de la información

CNH

Elaboración del dictamen técnico

CNH

Presentación del dictamen técnico al

ODG

p;guca 2. Cmnologlo del pmceso de evo/uoclón, d;ctomen y ,esoluclón. (Fuente· CN�

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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 la modificación del Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas Natural 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 2079, se publicaron en el DOF los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante, Lineamientos 2079).

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 2079, 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-R07-L03/2075 (en adelante, Criterios) contenidos en la Resolución CNH.E.54.007/76 del 10 de octubre de 2076.

Al respecto se advierte que las modificaciones propuestas por el Contratista al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 22 y 25 de los Lineamientos 2079. Asimismo, se advierte que la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción cumple con los requisitos establecidos por las Cláusulas 5.3, y Anexo 9 del Contrato, así como el Anexo Único de los Criterios.

V. Análisis y_ Evaluación de los elementos del Plan

a) Objetivo y alcance de las actividades de desarrollo

El objetivo general del Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación), es dar continuidad operativa a la producción comercial de hidrocarburos de manera segura y contribuir en la recuperación eficiente de las reseNas de hidrocarburos durante el periodo del l de mayo 2019 al 30 de abril de 2022. Durante el periodo del "Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación)", que tendrá una duración de un año 8 meses, se diseñará y aprobará el Plan de Desarrollo Multianual.

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

Es de resaltar, que durante esta etapa no están programadas actividades de perforación y/o intervención mayor ni menor a pozos para el mantenimiento o incremento de la actual producción del campo, solo se considera realizar actividades de mantenimiento y mediciones de producción.

Los gastos de operación para el Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación) están estimados en: US$ 1,546,597.00 dólares estadounidenses. La producción acumulada de condensado y gas para el área Contractual durante el periodo del Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación) es de:

174,265 barriles de Condensado y 4,075.5 millones de pie cúbicos de gas

b) Características generales y propiedades de los yacimientos del ÁreaContractual

El Campo fue descubierto en 1977 con la perforación del pozo Mundo Nuevo-2A y comenzó su explotación y desarrollo en el mismo año 1977. En 1981 alcanza su producción máxima de 16,776 barriles por día de Condensado y 133 millones de pies cúbicos de gas en 1983. El campo comprende un área de 14 Km2

, es un yacimiento naturalmente fracturado de calizas dolomitizadas productor de Gas y Condensado de 57 ºAPI de edad Cretácico Medio. La profundidad promedio es de 3,170 mvbmr, con un espesor promedio de 106 m y una temperatura de 114 ºC. Cuenta con 14 pozos de los cuales 12 son verticales y 2 desviados, siendo el pozo Mundo Nuevo-3A quien penetró mayor sección de la columna estratigráfica, alcanzando el Cretácico Inferior.

No se considera evaluar el potencial de zonas no explotadas en pozos ya perforados, ya que, de acuerdo al análisis integral de cada pozo, se estimó un nivel de agua actual a 3230 mvbnm, con lo que se infiere que los pozos restantes que se encuentran por debajo de este nivel (invadidos) por lo cual no tendrían oportunidad o presentan alto riesgo. Se requiere la toma/confirmación de los niveles actuales de los fluidos, y con ello reevaluar la potencialidad de los pozos

Las principales características generales geológicas, petrofísicas, fluidos y yacimientos se muestran en la Tabla 3.

propiedades de los

#i

Características generales Calibrador

Área (km2) 14.00 Año de descubrimiento 1977

Fecha de inicio de explotación 1977 Profundidad promedio (m) 3770 (mvbmr)

Elevación o tirante de agua (m) On shore Pozos

Número y tipo de pozos perforados 14 pozos (12 Verticales y 2 desviados)

Estado actual de pozos 2 productores, 3 cerrados con posibilidades 8 taponados y l en programa para taponar

Tipo de sistemas artificiales de producción S/D

Marco Geológico

Era, periodo y época Mesozoico, Cretácico, Cretácico Medio

Cuenca Cuencas del Sureste Play Cretácico Medio

Régimen tectónico Sistema Compresivo Ambiente de depósito Plataforma Carbonatada (Facies Lagunar)

Litología almacén Caliza Dolomitizada Propiedades petrofísicas

Mineralogía Calcita-Dolomita .

Saturaciones So:83%, Sw:17%

(Especificar tipo de saturación como inicial, Inicial

irreductible, de agua, gas, aceite, etc.)

Porosidad y tipo 5.5 %

Permeabilidad (mD) 7 mD (Núcleos l y 2; Mundo Nuevo-76) (Especificar tipo como absoluta, vertical, Absoluta/Matriz

horizontal, etc.) Espesor neto y bruto promedio (m) 106/303

Relación neto/bruto 0.394 (OGWC) Propiedades de los fluidos

Tipo de hidrocarburos Gas Natural Asociado y Condensado Densidad API

56° API (a condiciones de yacimiento y de superficie)

Viscosidad (cp) 0.812 CP@ 738 psia

(a condiciones de yacimiento y de superficie)

Relación gas - aceite inicial y actual lnicial:1021 m3/m3,

Actual: 2137 m3/m3

Bo inicial y actual Inicial: l.390 m3/m3

Calidad y contenido de azufre ---

Presión de saturación o rocío 380 kg/cm2

Factor de conversión del gas ---

Poder calorífico del gas 1230 BTU/p3

Propiedades del yacimiento

Temperatura (ºC) 114°

Presión inicial (kg/cm2) 382

Presión actual (kg/cm2) 270

Mecanismos de empuje principal y secundario Expansión Roca-fluido

Extracción

Métodos de recuperación secundaria Ninguno

Métodos de recuperación mejorada Ninguno Gastos actuales 136 bpd (Die 2014)

Gastos máximos y fecha de observación 37.864 mmpcd a octubre de 2010

Corte de agua 81 %

Tablo 3. Corocteristicos genero/es del Área Controctuol

(Fuente: Contratista)

c) Actividades del Plan

En la presente modificación al Plan de Desarrollo se considera realizar actividades de mantenimiento y mediciones de producción como se describe a continuación.

Visita al campo para verificar condiciones de pozos e infraestructura de producción y visualizar el posible impacto ambiental y social.

Mediciones mensuales de la producción de los pozos (agua, gas y Condensado), para verificar y/o validar la producción del campo.

Mantenimiento preventivo y correctivo de instalaciones (Duetos), de acuerdo al PAID (Plan de Administración de Integridad de Duetos).

Operación, mantenimiento y calibración del sistema de medición de transferencia de hidrocarburos producidos, para cumplir con los lineamientos de mediciones aplicables.

d) Pronósticos de producción

El Área Contractual Mundo Nuevo tiene una producción acumulada de condensado a abril de 2079 de 35.4 MMB y 327.6 MMMpc de gas natural; la producción promedio de

� condensado a abril 2079 es de 189 bpd, mientras que para el mismo período la producción promedio de gas fue de 4 MMpcd.

En las ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y 4, se observan los pronósticos de producción de condensado y gas, asociados a la modificación del Plan de Desarrollo.

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Pronóstico de producción de aceite, Campo Mundo Nuevo

250 ,-----------,--------------------.--------------,

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200

150

ª 100

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Plan de Desarrollo (Durante

la extensión del Plan de

Evaluación)

Fecha

' 1 1 1

Plan de

Desarrollo

(Continuidad)

Figuro 3. Perfiles de producción de Condensado. (Fuente: Contratista}

Pronóstico de producción de gas, Campo Mundo Nuevo

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• Plan de Desarrollo (Durante

la extensión del Plan de

Evaluación)

Fecha

Figuro 4. Perfiles de producción de gas. (Fuente: Contratista}

Plan de

Desarrollo

(Continuidad)

-f,C

f

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 1.5 millones de dólares.

i. Descripción de las inversiones y gastos de operación

De acuerdo con la información presentada por el Contratista, el monto relacionado, es el que se encuentra en la Tabla 4. Así mismo, las siguientes figuras 5 y 6, representan las proporciones por Sub-actividad para cada Actividad petrolera.

Actividad Sub-actividad petrolera 2019 2020 2021 petrolera General 45,869 68,803 68,803

Desarrollo Pruebas de Producción 14,200 28,400 28,400

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 111,206 179,545 179,545

Producción Duetos 3,200 4,800 4,800

Operación de Instalaciones de Producción 158,656 233,984 233,984

Total 333,131 333,131 515,532

Tabla 4: Presupuesto asociado al Periodo Adicional de Evaluación presentado por el Contratista

(Montos en dólares de Estados Unidos)

Seguridad,

Salud y

Medio

Ambiente,

65%

General. 25%

ruebas de roducción,

10%

2022

22,934

14,200

68,339

1,600

75,328

515,532

Total

206,410

85,200

538,636

14,400

701,952

1,546,597

F;gum s.· o;«dbudón del P,e;upues<o, Ac,;,ddad peuo/em.· Oe;a,,o/lo � � $ 830 mil dólares ___/ Át_p-

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Ductos,2%

Operación de Instalaciones

de Producción,

98%

Figura 6: Distribución del Presupuesto, Actividad petrolera: Producción

$716 mil dólares

De la información anterior, se observa que el Presupuesto 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 resolución CNH.E.ll.009/17, y es viable que continúe midiendo a través del Punto de Medición provisional en los términos precisados en la resolución CNH.E.33.011/16, esto en tanto el Contratista concluya su período de Evaluación, el cual fue prorrogado mediante las resoluciones CNH.E.39.001/18 y CNH.E.25.007/19, y cuente con los elementos suficientes para definir los Mecanismos de Medición.

g) Comercialización de hidrocarburos

Conforme a la información presentada por el Contratista en la solicitud de modificación al Plan relacionada con Comercialización de Hidrocarburos, después de revisar y analizar dicha información por parte de la Comisión se determinó que se mantienen en los términos y condiciones establecidos en el Plan aprobado mediante aprobado mediante la Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2017, por lo que no se presenta modificación alguna en este apartado.

� h) Programa aprovechamiento del gas natural ? ¿;#El Contratista manifiesta en su Plan de Desarrollo que no existen modificaciones respecto 7al aprovechamiento de gas y que el Plan se mantiene en los términos aprobados de la

/ Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2017.

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VI. Mecanismos de revisión de la EficienciaOperativa 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, a continuación, en las Tablas 5 a 8, se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos 2015, cabe mencionar que se mantienen en los términos y condiciones establecidos en el Plan aprobado mediante la Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2017, por lo que no se presenta modificación alguna en este apartado.

Característica Producción Porcentaje de_d_e_s_v,...

ia-c-ión Productividad

-P-ro_d.,..u_ c_ci�ón promedio de un pozo Gasto de operación

Porcentaje de desviación del gasto de operación real con respecto al

programado en un tiempo determinado

Metas o parámetros de medición

de la producción acumulada del campo o

respecto al total de pozos.

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

yacimiento real con respecto a la planeada en un t iempo determinado Porcentaje de desviación Barriles por dia (bpd)

Producción promedio diaria de un pozo d ivid ida entre el número total

de pozos

Porcentaje de desviación

DGO=(GOreal - GPplan/GOplan) '100 DPA= (PAreal - PAplan /

Frecuencia de medición Periodo de reporte a la

comisión

PAplan).-,00

Mens�

Mensual

Mensual

Mensual -- ---+----

Trimestral

Trimestral

Tabla 5.lndicadores clave de desempeño en desviación de producción y desviación de gasto de

operación. (Fuente: Contratista)

Desarrollo de reservas Factor de recuperación Característica

Metas o parámetros de medición

------- --------�------

Porcentaje de desviación del desarrollo de Porcentaje de la diferencia entre el factor de

Unidad de medida Fórmula o descripción

del indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la comisión

la reserva real con respecto al recuperación real con respecto al planeado programado en un tiempo determ inado a un tiempo determinado

DDR• ;��::::�;::

::::::::n)100 DFR;:�',::::

;:::,::�•;�:, 100

jTrimestral Trimestral

Tabla 6. Indicadores clave de desempeño en desviación de desarrollo de reservas y desviación de

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida Fórmula o descripción del indicador Frecuencia de medición Periodo de reporte a la comisión

factor de recuperación. (Fuente: Contratista)

____ c_o_n_t_e_n_ido Nac_i_o_n_a_l ______ A..,_,�_r_ovechamiento de Gas Natural Porcentaje de la diferencia entre el Porcentaje de la diferencia entre contenido nac ional utilizado respecto aprovechamiento de gas real respecto al al programado programado Porcentaje de desv iación__ Porcentaje de desviación

.,...-- -- � DCN= (CNreal - CNplan / CNplan)*l00 DAGN=(AGNreal - AGNplan/AGNplan) .,00

Trimestral Mensual

Trimestral Mensual

Tabla 7. Indicadores clave de desempeño en desviación de contenido nacional y desviación de

aprovechamiento de gas. (Fuente: Contratista)

Metas o Unidad de Fórmula o descripción del

Frecuencia Periodo de Característica parámetros de reporte a la

de medición medida Indicador

medición Comisión

Presión por Caída de la Magnitud

11P = PA la fecha de presentación del Plan presión por de la caída Trimestral Trimestral yacimiento yacimiento de presión - PActual

Tabla 8. Indicadores que reportar al terminar la actividad, {Fuente: CNH}

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 Operador, 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 de

erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como

se observa en la Tabla 9.

Sub- Programa de Erogaciones Indicador

Programa de actividad Tarea erogaciones ejercidas

Erogaciones/ petrolera MMUSD MMUSD

ejercidas Administración de 0.03

contratos

Administración, gestión

General de actividades y gastos 0.03 generales del proyecto

Arrendamiento de 0.14 instalaciones

Pruebas de Equipamiento de Pozos 0.08 Desarrollo Producción

Prevencion y detección de incendio y fugas de 0.14

Seguridad, gas Salud y Implementación y 0.23 Medio seguimiento

Ambiente �

Auditoria ambiental 0.15

fAuditorias de seguridad 0.007

Mantenimiento de las

Operación instalaciones de 0.43

Producción

de producción

Instalaciones Operación de las 0.09

de Producción

instalaciones de 0.04 producción 0.12

Duetos Mantenimiento de 0.01

duetos /

� t TOTAL 1.5 •

.. .. -Tabla 9. Programo de Inversiones por Sub-actividad Petrolera {Fuente: Com1s1on). I � e'Los =lo,es pueden =,;o, po, ,edond=

� f d-- '""'''"'"

• , • r • ' N.ac:wlfWdr lhlimr.lfbu,,�

ii) Las actividades Planeadas por el Asignatario 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 10.

Producción de Producción Porcentaje

Producción Producción de

Condensado de de

de gas Cas real

Porcentaje de programada Condensado

Desviación programada

[mmpcd) Desviación

[bd] real (bd) [mmccdl

31-may-19 175.20 3.932

30-jun-19 174.23 3.920

31-jul-19 173.26 3.907

31-ago-19 172.30 3.895

30-sep-19 171.35 3.883

31-oct-19 170.40 3.871

30-nov-19 169.46 3.859

31-dic-19 168.52 3.847

31-ene-20 167.58 3.835

29-feb-20 166.65 3.823

31-mar-20 165.73 3.811

30-abr-20 164.81 3.799

31-may-20 163.90 3.787

30-jun-20 162.99 3.775

31-jul-20 162.09 3.763

31-ago-20 161.19 3.751

30-sep-20 160.30 3.740

31-oct-20 159.41 3.728

30-nov-20 158.53 3.716

31-dic-20 157.65 3.705

31-ene-21 156.78 3.693

28-feb-21 155.91 3.681

31-mar-21 155.04 3.670

30-abr-21 154.19 3.658

31-may-21 153.33 3.647

30-jun-21 152.48 3.636

31-jul-21 151.64 3.624

31-ago-21 150.80 3.613

30-sep-21 149.96 3.602

31-oct-21 149.13 3.590

30-nov-21 148.30 3.579

31-dic-21 147.48 3.568

31-ene-22 146.67 3.557

28-feb-22 145.85 3.546

31-mar-22 145.05 3.534

30-abr-22 144.24 3.523

Total 174,265.27 4,075.54

barriles mmpc

Tabla 70. Indicadores de desempeño de la producción de condensado y gas en función de la

producción reportada (Fuente: Comisión).

VII. Sistema de Administración de Riesgos�--------

Mediante oficio 250.210/2019 de fecha 15 de mayo de 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-Al5 Campo Mundo Nuevo 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-Al5/2015, 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, 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 CNHR01-L03-Al5 Campo Mundo Nuevo 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

f

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.

IX. Sentido del Dictamen Técnico

Derivado del análisis realizado del Plan presentado por el Contratista, se llevó a cabo la evaluación del Plan de Desarrollo propuesto por el Operador de conformidad con los criterios generales emitidos por la comisión mediante Resolución CNH.E.54.001/16, 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:, 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 11, 111,IV, VI y VII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6 fracción 11. 7 fracciones 11, 111,IV, VI y VII, 8 fracción 11,20, 40, fracción 11, inciso a) y 41 de los Lineamientos 2015. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable, por lo que con base en_artículo 19, fracción VI de los Lineamientos esta Unidad Técnica considera viable aprobar la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción en comento.

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 174,265 barriles deCondensado (Condensado) y 4,075.5 millones de pies cúbicos de gas durante lavigencia 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 no ha terminado la etapa de evaluación del Campo,por lo que solo está desarrollando las reseNas 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 el monitoreo de lascondiciones operativas, mediciones mensuales, mantenimiento preventivo ycorrectivo de duetos, calibración de sistemas de medición.

t/

d) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor derecuperación, en condiciones económicamente viables

Una vez analizada la información remitida por el Contratista, la Comisión concluyeque las tecnologías a utilizar para dar continuidad operativa son viables y permitenmaximizar el factor de recuperación de hidrocarburos.

e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

El Contratista manifiesta en su Plan de Desarrollo que no existen modificacionesrespecto al aprovechamiento de gas y que el Plan se mantiene en los términosaprobados de la Resolución CNH.E.11.009/17 de fecha 6 de abril de 2017 cumpliendocon la meta de aprovechamiento.

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 resolución CNH.E.11.009/17, y esviable que continúe midiendo a través del Punto de Medición provisional en lostérminos precisa•dos en la resolución CNH.E.33.011/16, esto en tanto el Contratistaconcluya su período de Evaluación, el cual fue prorrogado mediante las resolucionesCNH.E.39.001/18 y CNH.E.25.007/19, y cuente con los elementos suficientes paradefinir los Mecanismos de Medición.

ELABORÓ

ING. MIGUEL ANGEL IBARRA RANGEL Director General Adjunto

Dirección General de Dictámenes de Extracción

ELABORÓ

CERECEDA Directora de Área

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

REVISÓ

� M:rL�A BERTHA GONZÁLEZ

MORENO Directora General

Dirección General de Medición

. · · · ''• Nxwlflolldr

-<--fttdn■ Mhu,n_,..

ELABORÓ

ING. EDGAR HERNÁNDEZ RIVERA

Jefe de departamento Dirección de Comercialización de

Producción

ING. ROBERTO GERARDO CASTRO

GALINDO

Director General Adjunto

Dirección General de Dictámenes de Extracción

REVISÓ

MTRO. SAMUEL CAMACHO ROMERO

Director General Adjunto de Comercialización de Producción

MTRA. MARÍ ADAMELIA BURGUEÑO

MERCADO

Directora General

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

SAR TREJO MARTÍNEZ

Dirección Gen I de Dictámenes de Extracción En suplencia por ausencia d Titular de la Unidad Técnica de Extracción con

fundamento en el artículo 49 primer 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-R07-L02-Al5/2075

Campo Mundo Nuevo.

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fhdrut.rrhum!.

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