Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos · 2019-09-18 · Exploración y Extracción de Hidrocarburos fue firmado el 3 de agosto de 2018, entre

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018

Pemex Exploración y Producción, OS Servicios Petroleros S.A. de C.V. y D&S Petroleum, S.A. de C.V

Mayo 2019

Contenido

l. DATOS GENERALES DEL CONTRATISTA .................................................................................... 4

11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA

INFORMACIÓN .................................................................................................................................... 7

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ................................................................................ 8

IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN .................................................. 9

A} VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ............................................................................................................................. 16

B) PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN ........................................................................................................................................................................................ 17

C) RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA .......................................................................................................................................................... 21

D) ACTIVIDAD FfSICA ......................................................................................................................................................................................................................... 22

E) PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS ............................................................................................................................................................ 23

F) INFRAESTRUCTURA .................................................................................................................................................................................................................... 23

G) TECNOLOG{AS A UTILIZAR ..................................................................................................... ............................................................................................... 27

H) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................................................................... 29

I} EVALUACIÓN ECONÓMICA ................................................................................................................................................................................................... 45

J) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ..................................................................................... 59

A. CRITERIOS Y EVALUACIÓN DE LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................................................................... 62

B. SOLICITUD OPINIÓN SECRETAR{A DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO {SHCP) ........................................................................ 64

K) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ........................................................................................................................................................... 64

L) ABANDONO ...................................................................................................................................................................................................................................... 65

V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y

MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DEL PLAN .................................................................................. 67

VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ......................................................................... 73

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL Y TRANSFERENCIA DE

TECNOLOGÍA .................................................................................................................................... 74

VIII. COMPROMISOS DEL CONTRATISTA .......................................................................................... 75

IX. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................................... 76

A) ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PA{S ............................................ 77

B) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MAXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ........................................................ 77

C) LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN Y, A PARTIR DE LOS RECURSOS PROSPECTIVOS ..................................................................................................................... 77

D) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS ENBENEFICIO DEL PAfS .................................................................................................................................................................................................................. 77

E) LA TECNOLOG{A Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, EN 7 ry

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F) EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL.. .................................................................................................................. 78

G) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ..................................................................................... 79

X. RECOMENDACIONES ...................................................................................................................... 82

�1

l. Datos generales del Contratista

El Contrato CNH-M4-Ébano/2018 (en adelante, Contrato) para la Extracción de Hidrocarburos,

bajo la modalidad de Producción Compartida, se celebró el 3 de agosto de 2018 entre, los

Estados Unidos Mexicanos por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión) y Pemex Exploración y Producción, OS Servicios Petroleros S.A. de C.V y D&S

Petroleum S.A. de C.V.

La vigencia del Contrato es de treinta (30) años 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 Contrato, incluyendo sin limitar, las relativas al abandono y a la

indemnización. Asimismo, en caso de que el Operador esté al corriente con sus obligaciones

conforme al Contrato, este podrá solicitar a la Comisión, hasta dos (2) prórrogas de hasta cinco

(5) años cada una o hasta el límite económico de las áreas de Desarrollo en el caso que este

último sea menor.

Pemex Exploración y Producción es una empresa productiva del Estado subsidiaria de Petróleos

Mexicanos, con personalidad jurídica propia de conformidad con los artículos 60 de la Ley de

Petróleos Mexicanos; 2 y 3, fracción VII del Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y

Producción, y l y 2, fracción VII del Acuerdo de Creación de la empresa productiva del Estado subsidiaria de Petróleos Mexicanos denominada Pemex Exploración y Producción (en adelante,

PEP), cuyo objeto exclusivo es la exploración y extracción del petróleo y de los carburos de

hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos.

OS Servicios Petroleros, S.A. de C.V. (en adelante Operador o Contratista) 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.

Dicha empresa ha sido designada como Operador de conformidad con la Cláusula 2.5 del

Contrato.

OS Petroleum, 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.

En la Tabla l, se muestran datos generales del Contrato.

Nombre

Estado y municipio

Área Contractual

Fecha de emisión / firma

Vigencia

Área Contractual Ébano

Pánuco, Veracruz. Ébano, San Luis Potosí. Altamira, Tamaulipas 1,569.123 km2

03 de agosto 2018

30 años

-c...,,__,

C08HX;O,H PXJC>ASMEXICOGOBMX HIOPOCARBUC·C,SCGBMX Nu..,1,i. Ukkur.ubutol.

Tipo de contrato

Operadora y socios con porcentaje de participación Profundidad para exploración y extracción

Yacimientos y/o Campos

Colindancias

Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos bajo la Modalidad de Producción Compartida OS Servicios Petroleros (54.99%), PEMEX Exploración y Producción (45%), D&S Petroleum Services (0.01%) Exploración y extracción en todas las formaciones, a excepción de aquellas en los plays no convencionales. Campos: Altamira, Cacalilao, Corcovado, ÉbanoChapacao y Limón Yacimientos: San Felipe, Agua Nueva, Tamaulipas Superior, Tamaulipas Inferior A-0392-M-Campo Pánuco (Este) y A-0389-M-CampoAltamira (Norte)

Tabla l. Datos generales del Contrato. (Fuente: Comisión con datos del Contrato y del Operador).

El Área Contractual Ébano está integrada por los campos Ébano, parcialmente Corcovado,

Ébano Chapacao, Limón, Altamira y Cacalilao, geográficamente se ubica en el Noreste de

México, en la Cuenca Tampico Misantla, específicamente en la intersección de los estados de

Veracruz, Tamaulipas y San Luis Potosí, aproximadamente a 20 km al Oeste de la ciudad de

Tampico, Tamaulipas en la Planicie Costera del Golfo en México, en la porción Norte del Estado

de Veracruz. La ubicación y vértices del Área Contractual se muestran en la Figura 1 y Tabla 2.

1

1

1 ;:

A-0389 - Allllmir;i

r.ooo - - l!IC00

A-032'3 • Campa Tamaullp:is Con-strtuclones

CNH-M4-Eb:ino/2018

• Pozos perforados -Duetos

Fanas

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---i

A-0392 - Pánuco

O 1 10 ,, :O �

... - -

' uoooo

Figura l. Ubicación del Área Contractual.

(Fuente: Comisión).

1 98º 12 ·oo" 22° 25' 00"

2 98° 09 '00" 22° 25' 00"

3 98° 09 '00" 22º 12' 00"

4 98° 20·00" 22° 12' 00"

5 98° 20·00" 21° 56' 00"

6 98° 31 '00" 21° 56' 00"

7 98° 31 ·oo" 22° 27' 00"

8 98°

12 ·oo" 22°

27' 00"

Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices del Área Contractual.

(Fuente, Com;s;ón con datos del Cont,ato 7e•�

11. Relación cronológica del proceso de revisión y

evaluación de la información

El proceso de evaluación técnica y económica, a efecto de emitir el presente Dictamen Técnico

del Plan de Desarrollo para la Extracción (en adelante, Plan) propuesto por el Operador,

involucró la participación de cinco unidades administrativas de la Comisión: la Dirección

General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Reservas y Recuperación

Avanzada, la Dirección General de Medición, la Dirección General de Comercialización de

Producción y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Además, la

Secretaría de Economía (en adelante, Economía) llevó a cabo la evaluación del porcentaje de

Contenido Nacional y el programa de Capacitación y de Transferencia de Tecnología, mientras

que la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector

Hidrocarburos (en adelante, ASEA), se pronunció sobre la evaluación del Sistema de

Administración de Riesgos.

La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, Dictamen Técnico y

resolución respecto del Plan presentado por el Operador para su aprobación. Lo anterior se

corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0155/2018

DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CNH-M4-EBANO/2018 de la Dirección General de

Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

Escrito DSSP-M4EBAN0-

042-11-18

Oficio 250.835/2018

DS--+ CNH Presentación del

Plan de Desarrollo

30/11/2018 18/12/2018

CNH-+ SE Cumplimiento Contenido Nacional, Capacitación y

Transferencia Tecnológica

CNH -+ASEA Sistema de Administración

de Riesaos

Escrito DSSP-M4EBANO-

031-01-19

23/01/2019

Oficio 250.063/2019

19/02/2019

2 comparecencias 01/02/2019

14/03/2019

CNH Presentación

al Órgano de Gobierno

28/05/2019

4 alcances de información 13/02/2019

01/03/2019

22/03/2019

28/03/2019

SHCP-+ CNH Opinión al Punto de Medición

250.075/2019

Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución._ d./


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-c

...-coe MX/CNH PONDAS�1EXICO COB MX HIDROCA,,BUROS GOB MX �«-ldr

lfcfmc.atburol

111. Criterios de evaluación utilizados

Se verificó que el Plan propuesto por el Operador fuera congruente y diera cumplimiento al artículo 44 fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, evaluando las tecnologías propuesta que permitan maximizar el Factor de Recuperación, en condiciones económicamente viables, el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural y los Mecanismos de Medición de la producción de Hidrocarburos.

Aunado a lo anterior, la Comisión consideró los principios, criterios y elementos a evaluar en términos de los artículos 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (en adelante, LORCME), 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 en el Plan.

Al respecto, se advierte que el Plan cumple con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, 9, fracción 11, ll, 12, fracción 11, 19, 20 y el Anexo 11 de los Lineamientos. Asimismo, se advierte que el Plan de Desarrollo cumple con los requisitos establecidos en las Cláusulas 6, 6.2, 73.l, 75.2, 76.l, 19.l, 20.3, 20.5 y anexos 5 y 12 del Contrato. Adicionalmente, el Plan cumple con los LINEAMIENTOS Técnicos en materia de medición de hidrocarburos (en adelante, LTMMH) y las DISPOSICIONES Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de h

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idrocarburos (en adelante, Disposiciones para el Aprovechamiento del Gas). �

-c-GCB MX/CNH ><ü�:0A:iHEXICO GOB MX H1or.ocARBUROS GOB MX , .. ....ido-

Hwfn¡,,:afbunJ\

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

a. Estado actual

La Asignación A-0391-Campo Ébano fue otorgada por la Secretaría de Energía a Petróleos Mexicanos el 13 de agosto de 2014 por una vigencia de 25 años, en términos del Transitorio Sexto del Decreto por el que reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, y a solicitud de éste, se

sometió al proceso previsto en el artículo 13 de la Ley de Hidrocarburos. El Contrato para la

Exploración y Extracción de Hidrocarburos fue firmado el 3 de agosto de 2018, entre el Estado Mexicano y PEP, y OS Servicios Petroleros S.A de C.V, a dicho contrato se le denominó CNH-M4-Ébano/2018.

Con el inicio del Contrato, se dio continuidad al desarrollo de los campos productores Ébano,

Cacalilao y Limón, alcanzando una producción acumulada a la presentación del Plan de 321.57

MMb de crudo, de los cuales 320.3 MMb de crudo corresponden a la producción acumulada

histórica hasta antes de la Fecha Efectiva y 1.3 MMb de crudo corresponden a la producción acumulada desde la Fecha Efectiva hasta la fecha de presentación del Plan y se planean

recuperar 64.4 MMb a la vigencia del Contrato.

Con respecto a la producción acumulada de gas, el Operador, indica dentro del documento

presentado que no existen registros históricos confiables de producción y acumuladas de gas

para el Área Contractual Ébano, considerando que es un campo cuya producción comercial data desde comienzos del siglo XX, aunado a la ausencia de instalaciones para el manejo y medición del gas durante los periodos de producción. La producción acumulada desde la

Fecha Efectiva hasta la fecha de presentación del Plan son 240.4 MMpc y se planea recuperar 11.3 MMMpc a la vigencia del Contrato.

El Área Contractual Ébano cuenta a la fecha con 1,105 pozos, los cuales se clasifican y ubican como se muestra en la Tabla 3 y la Figura 3.

� [fil[ij :IEJ Productores 175

Aceite (OPERANDO) 175

Fluyentes 21

SAP 154

Gas y condensado o

Gas húmedo o

Gas seco o

Cerrados 282

Temporalmente con posibilidades 180

(CCP)

Temporalmente sin posibilidades

(CTSP) 102

Inyectores o

Taponados 648

Definitivos (TAPONADO) 617

Temporales (PROG.TAP) 31

Simbología

• POIOI

-

1 Letrina o

Tabla 3. Pozos perforados en el Área Contractual y su estado actual.

(Fuente: Comisión con datos del Operador).

98°30'0"0

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98°20·0·0 98

°10'0"0

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CACAULAO

1 :80,000 s

WJO'O''O 98°20'0"0

Figuro 1. Área Contractual Ébano y pozos perforados.

(Fuente: Operador).

10

98°10'0"0

-;i

t

20 Km

1

b. Características generales y propiedades de los yacimientos del Área Contractual

Las principales características generales geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos y yacimientos del Área Contractual se muestran en la Tabla 4.

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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018

1�r tPágina 10

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U'�..,, __ ._,�. Área (km2)

Año de descubrimiento

.u •:.J�II 1.:1

Fecha de inicio de explotación

Profundidad promedio (m)

Elevación o tirante de agua (m)

Pozos

Número y tipo de pozos perforados

Estado actual de pozos

Tipo de sistemas artificiales de producción

Marco Geológico Era

Periodo

Época

Cuenca

Play

Régimen tectónico

Ambiente de depósito

Litología almacén

Propiedades Pet rofísicas

Mineralogía

Saturaciones

Porosidad y tipo

Permeabilidad (mD)

Espesor neto y bruto promedio (m)

Propiedades de los flu i dos

Tipo de hidrocarburos

Densidad API (a Condiciones de Yacimiento - CY y de superficie - CS) Viscosidad (cp) (a Condiciones de Yacimiento - CY y de superficie -CS) Relación gas-aceite inicial y actual (m3/m3)

Bo inicial y actual (m3/m3)

Calidad y contenido de azufre

Presión de saturación o rocío (kg/cm2)

Factor de conversión del gas

� � 1,569.12

1903

1910

450

NA

Agua Nueva -San Felipe 1,105 pozos de desarrollo

175 Productores Operando 282 Cerrados O Inyectores

648 Taponados

Bombeo de cavidades progresivas Bombeo Mecánico, y Bombeo neumático

Agua Nueva - San Felipe Mesozoico

Cretácico

Santoniano - Coniaciano -Turoniano

Tampico Misantla

Cretácico Fracturas

Inversión Tectónica

Pelágico

Calizas

Agua Nueva -San Felipe Cuarzo-Calcita-Arcilla lllita

40-50%Sat . de agua de Inicial

7.13-12.24% Porosidad de Primaria

0.61 -3.376 mD Promedio: 0.SlmD

Permeabilidad Absoluta Esp . Bruto 211.80 m Esp . Neto 87.46 m

Relación N/B: 41.29 %

Agua Nueva - San Felipe Aceite Negro

16 - 18 a CY 8 -15 a es

249 - 310 a CY 1000 - 2100 a es

RGA, = 45.4 RGA ac, = 10 - 22

Bo , = 1.1463 Boact = 1.0614

4- 5 % masa

31- 48

8532- 18835 (pie3/bpce) Poder calorífico del gas (BTU/pie3) 338 - 724

� 7�7

I ___ P_r_o..:.p_i_e _d _a _d_e _s_d_ e_l yc,__a _c _im_ ie_n_ t_ o _______ A,..cg_u_a_N _u_e_v_a_-_S_a_n_F_e_l i�p_e ____ # �

J¡,,Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos �

� Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 _::;/ i Página 11

Temperatura (ºC)

Presión inicial (kg/cm2)

Presión actual (kg/cm2)

Mecanismos de empuje principal / secundario

Extracción

Métodos de recuperación secundaria

Métodos de recuperación mejorada

Gastos actuales

Gastos máximos y fecha de observación

Corte de agua

40-45

55-70

35-so

Expansión Roca Fluidos / Gravitacional

Agua Nueva - San Felipe

NA

NA

7,433.7 bpd a jul-2018

78,476 bpd en feb-7926

32.8% Agua enjul-2018

Tabla 4. Características generales del yacimiento del Area Contractual.

{Fuente: Comisión con información del Operador).

Con respecto a las formaciones Tamaulipas Superior y Tamaulipas Inferior, el Contratista señala que son mayormente calizas arcillosas con alto contenido de carbonato de calcio (92-99%). por lo que no resultan de interés para las actividades asociadas a la propuesta de Plan.

c. Descripción del Área Contractual Ébano

El Área Contractual Ébano se ubica dentro de la Cuenca Tampico-Misantla e incluye a los campos Ébano, parcialmente Corcovado, Limón, Altamira y Cacalilao, con producción establecida de aceite y gas en calizas del Cretácico.

Es conveniente aclarar, que la delimitación geográfica de los campos del Área Contractual Ébano obedece históricamente, a una distribución administrativa más que a una delimitación de tipo geológico. Básicamente la producción proviene de las características, grado de fracturamiento, orientación de los esfuerzos regionales, densidad de las fracturas, apertura, entre muchas otras características inherentes al fracturamiento natural de las formaciones (carbonatos naturalmente fracturados) con rocas de matriz micrítica (lodo soportada).

Los campos presentes en el Área Contractual fueron descubiertos a partir de 1903, por lo que algunos de ellos tienen una larga historia de producción. La Tabla 5 muestra el año de descubrimiento y el nombre del campo descubierto de los campos del Área Contractual:

1iiT;r;) Ébano 1903 Corcovado 1924 Cacalilao 1924 Limón 1910

Tabla 5. Fecha de descubrimiento de los campos presentes en el Area Contractual.

{Fuente: CNH con información del Operador).

La historia exploratoria del campo Ébano, se inicia a comienzos del año 1899 cuando los señores Doheny y Ganfield adquirieron la hacienda Tulillo y parte de la hacienda Chapacao, con una superficie aproximada de 115,000 y 57,000 hectáreas respectivamente, basado en la presencia de chapopoteras testigos de la existencia de hidrocarburos en la región.

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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos � � Contrato CNH-M4-ÉBAN0/20l8 � Página 12

En el año 1901, formaron la compania "Mexican Petroleum Company of California", estableciendo su campamento en el municipio de Ébano, San Luis Potosí, para iniciar la perforación del primer pozo en mayo de 1901, a dos kilómetros al sur de la actual estación Ébano. Este pozo fue terminado como productor de aceite a la profundidad de 766 m, en las lutitas calcáreas de la Formación Méndez, con una producción de 25 barriles diarios. Este pozo motivó la perforación de una serie de pozos en las inmediaciones, con éxito, pero con gastos modestos. Este desarrollo inicial llego a acumular 40,000 barriles de aceite durante los siguientes dos años.

El éxito exploratorio más resaltante en el Área, lo constituye la terminación del pozo Cerro de la Pez Nº 1, el día 3 de abril de 7904, a la profundidad de 503 m en la base de la Formación San Felipe, con resultados tales que permitieron extender la perforación exploratoria y permitir el descubrimiento de los campos: Raya, Rincón, Chijolito, Chijol, Méndez, Paciencia y Llano de Silva en la hacienda de Chapacao.

En Cacalilao se perforó el primer pozo en 1924, midiendo una producción de hasta 8,000 barriles por día en las calizas de la Formación San Felipe, casi en el contacto con la Formación Agua Nueva.

Así mismo, en la hacienda Corcovado se perforaron varios pozos, y en 7924 se terminó el pozo Corona-1 a la profundidad de 540 m, en la Formación Agua Nueva, con un potencial de 400 barriles por día, dando inicio a la producción comercial del campo Corcovado.

En Limón, aunque ya en el año 7910, la Compañía Franco Española, había perforado algunos pozos, el desarrollo de esta zona no continuó sino hasta después de la expropiación petrolera (7938). Por ser muy viscoso el aceite de estos campos, Limón fue explotado casi en su totalidad por bombeo mecánico, sistema implementado por Petróleos Mexicanos en el año 1948.

En la hacienda el Tulillo, en 1952 se llevó a cabo la perforación exploratoria, con la perforación de los pozos Velasco, de los cuales sólo el pozo Velasco-4 fue productor con un potencial de 8 metros cúbicos diarios, explotado mediante bombeo mecánico.

En tiempos más recientes, y con la disposición de datos sísmicos de reflexión, se retomó el esfuerzo exploratorio orientado a la búsqueda de bancos oolíticos de la Formación San Andrés, de edad Jurásico Superior (Kimmeridgiano), contra altos de basamento. Esta unidad es productora en campos cercanos como Tamaulipas Constituciones. Los pozos exploratorios Tamesí-1 y Tamesí-4 fueron perforados en las cercanías de los campos Tulillo y Limón con objetivo Jurásico Superior, descubriendo roca almacén, pero invadidos de agua, por lo que finalmente el desarrollo se centró en los objetivos tradicionales del área (Agua Nueva y San Felipe).

d. Objetivo del Plan de Desarrollo para la Extracción

El objetivo del Plan de Desarrollo es definir las actividades que se realizarán en el Área Contractual durante la vigencia del Contrato, con la finalidad de tener el mayor factor de recuperación de hidrocarburos, el total de actividades físicas del Plan propuesto considera la perforación de pozos de desarrollo, la realización de reparaciones menores y la construcción de 777instalaciones superficiales para manejo y comercialización de hidrocarbur

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v.!/ tDictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos / � Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018

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A continuación, se presentan las actividades a realizar durante la vigencia del Plan:

Perforación

Terminación Reparaciones Instalaciones

228

228

25 7

Tabla 6. Actividades contempladas en el Plan de desarrollo.

(Fuente: Comisión con información presentada por Operador).

El factor de recuperación calculado en base al Plan propuesto es de 7.90% para el aceite a la vigencia del Contrato.

Con respecto al factor de recuperación para el gas, el Operador explica, dentro del Plan de Desarrollo propuesto, que, el volumen original de hidrocarburos considerado para los campos que integran el Área Contractual Ébano corresponden a una estimación propia validada por tercero independiente al 01-01-2017, y, que no existen registros históricos confiables de producción y acumuladas de gas para el Área Contractual Ébano, considerando que es un campo cuya producción comercial data desde comienzos del siglo XX, aunado a la ausencia de instalaciones para el manejo y medición del gas durante los periodos de producción.

Adicionalmente, el Operador menciona que, los volúmenes de gas acumulado para el ACE que se presentan en los registros oficiales de la Comisión y que fueran reportados por los operadores anteriores, no son consistentes con las características de yacimientos de crudo pesado y extra pesado de la zona.

Por los argumentos antes expuestos, el Operador no reporta la acumulada de gas, ni el factor de recuperación de gas para las tres categorías de reservas.

El volumen por recuperar en el área contractual, en los próximos 30 años (vigencia del Contrato de Exploración y Extracción) acumulará 64.4 MMb y ll.3 MMMpc equivalentes a 65.6 MMbpce.

Las Inversiones y gastos de operación del Plan propuesto para aprobación, considera la inversión de desarrollo (perforación y reparación de pozos) de 952.5 MMUSD de los cuales 436.84 MMUSD corresponden al desarrollo de las actividades incluyendo el abandono, y 515.65 MMUSD corresponden a gastos de operación. Dichas inversiones están sujetas a aprobación del plan de desarrollo y la obtención de los permisos de accesos, sociales y ambientales de las áreas consideradas.

e. Cumplimiento al Programa Mínimo de Trabajo.

A efecto de cumplir con las Unidades de Trabajo que exigen el Programa Mínimo de Trabajo (PMT) con un valor de al menos 23,160 unidades de trabajo dentro de los primeros 2 años. En la tabla siguiente se muestran dos casos, donde se detallan las unidades de trabajo que acreditan el Programa Mínimo de Trabajo con la actividad de perforación. En el caso A se muestra que se cumple con el Programa Mínimo de Trabajo con la perforación de 7 pozos y en el caso B se muestra que con la actividad de perforación contemplada en el presente Plan se cumple en

� exceso el Programa Mínimo de Trabajo, para los primeros 2 años del Plan como se indica en el numeral 8 del Anexo 5 del Contrato,

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7

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7

j( I Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 ,fr Página 14 �

A Perforación

7 650 3,680 25,760 Se cumple de pozos

B Perforación

38 650 3,680 139,840 Se

de pozos cumple Tabla 7. Estimación de unidades de trabajo relacionadas con el Plan.

(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).

f. Análisis de alternativas para el Plan de Desarrollo para la Extracción

Para El Operador presentó el análisis de tres alternativas para el desarrollo del Área Contractual.

Cada una de éstas fue analizada desde un punto de vista técnico y económico para lograr el

mayor factor de recuperación de los Hidrocarburos en condiciones económicamente viables.

Las características de estas alternativas se presentan en la Tabla 8.

Características Actividades físicas Máximo producción petróleo* Incorporación de reservas petróleo Gastos de Operación

Inversiones**

Tecnología

Recursos fiscales para el Estado (incluye ISR estimado) Nota: Escenario Medio

• Promedio anual

•• Incluye Abandono

Alternativa 1 228 perforaciones

11.26 Mbpd

36.23 MMb

338.62 MMUSD

404.00 MMUSD

Pozos horizontales tradicional

896.77 MMUSD

Alternativa 2 228 perforaciones

10.57 Mbpd

43.80 MMb

432.36 MMUSD

384.31 MMUSD Pozos horizontales

tradicional & ajustado

1,196.06 MMUSD

Parámetros con riesgo excepto en No. de pozos ("Actividades físicas").

Alternativa 3

228 perforaciones

11.59 Mbpd

49.76 MMb

515.65 MMUSD

436.84 MMUSD

Pozos horizontales ajustado & desviado

1,453.57 MMUSD

Tabla 8. Escenarios analizados para el Plan de desarrollo.

(Fuente: Comisión con información presentada por Operador).

Al analizar los escenarios se puede observar que técnica y económicamente el escenario más

conveniente es la Alternativa 3, puesto que es la alternativa con mayor recuperación de

volumen de hidrocarburos. Dicha alternativa, considera la perforación de 228 pozos de

desarrollo y 25 reparaciones menores, que conlleva al incremento del factor de recuperación

de aceite en el Área Contráctual Ébano.

/:¡'

� I Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-Ml+--ÉBANO/2018

# X� Página 15

a) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

Los Volúmenes Originales y Reservas de Hidrocarburos presentados para el Área Contractual y

los campos que la conforman, estimados por el Operador y validadas por un tercero certificador

independiente (Netherland Sewell and Associates) al l de enero de 2017, se presentan en las

Tablas 9 y 10.

Cabe destacar que para los volúmenes originales de hidrocarburos reportados se considera un

solo yacimiento en el Play Cretácico Fracturas de KAN-KSF, y, para la producción acumulada

reportada se consideraron los \7olúmenes acumulados al 01-01-2017 a partir de las bases de

datos de producción histórica entregada por PEP y posteriormente gestionada durante el

contrato CIEP.

Área Contractual

Ébano

Campo

Altamira

Cacalilao

Corcovado

Categoría Volumen Original de

Reservas

Aceite Gas lP, 2P o 3P

mmb mmmpc

lP

4883.1 1021.48 2P

3P

Factor de Recuperación

esperado

Aceite Gas

% %

7.53

7 66

7.90

Reservas

Aceite Gas Condensado

mmb mmmpc mmb

46.3 8.5 NA

52.3 9.5 NA

64 4 11.3 NA

Tablo 9. Volumen origino/ y Reservas del Área Contractual.

Volumen Original Categoría

de Reservas

(Fuente: Operador}.

Factor de Recuperación

esperado Reservas

PCE

mmb

47 1

53.1

65.5

Producción Acumulada a la

firma del Contrato

Aceite

mmb

321.57

Gas

mmmpc

Producción Acumulada

Aceite Gas lP, 2P o 3P

Aceite Gas Aceite Gas Condensado PCE Aceite Gas

mmb mmmpc

19.50 4.05

397.2 87.87

928.5 196.26

% % mmb mmmpc mmb mmb mmb mmmpc

0.10 O O NA O

o

o

o

o

0 02

54 0

35.93

Ébano Chapacao 3,104.1 645.32

1P

2P

3P

lP

2P

3P

lP

2P

3P

lP

2P

3P

lP

2P

0.10

0.10

13.76

13.99

14.44

4.48

4.51

4.78

8.17

8.32

8.54

4.15

4.19

0.67

1.55

3.35

5.71

5 .98

8.42

38.46

43.07

49.92

1.49

1.65

0.12

0.23

0.54

1.16

1.25

1.52

6.84

7.60

8.72

0.37

0 44

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

NA

o

o

0.68

1.56

3.38

5.84

6.12

8.59

39.09

43.76

50.72

1.53

215.1

Limón 433.8 8798 1 70 16.52

3P 4.43 2.71 O.SS NA 278 �77

Tablo JO. Volumen y Reservas por campo en el Área Contractual. 1 /

I(Fuente: Ope,ado,).

� I r

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018

# x,v Página 16

El Plan propuesto por el Operador pretende recuperar un volumen de 64.4 MMb de aceite y 11.3 MMMpc de gas, durante la vigencia del Contrato. Dichos volúmenes representan aproximadamente el 82% y 92% de las cifras de Reservas 3P (estimadas por el Operador a la fecha de presentación del Plan) de aceite y de gas al límite económico, respectivamente. Lo anterior, en virtud de que el límite económico se alcanza con posterioridad a la fecha de terminación del Contrato.

Cabe resaltar que las cifras de Reservas 3P de Hidrocarburos al límite económico, documentadas en el Plan, corresponden a una nueva estimación realizada por el Operador, posterior al proceso de Migración correspondiente y representan un incremento de aproximadamente 33% para el caso del aceite y de 115% para el caso del gas, respecto de las últimas cifras de Reservas certificadas y presentadas a esta Comisión por el Operador Petrolero anterior.

Las estimaciones de Reservas documentadas en el Plan deberán ser presentadas por el Operador en el procedimiento de cuantificación y certificación de Reservas de la Nación correspondiente, de acuerdo con lo establecido en los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de Reservas de la Nación, para su respectiva revisión y consolidación.

De lo anterior, se advierte que el Plan prevé la utilización de métodos y procesos adecuados para obtener el máximo factor de recuperación, de conformidad con las Mejores Prácticas de la Industria, en términos del artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, artículo 39, fracción 111 y IV de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (en adelante, LORCME), del numeral (iii) de la Cláusula 4.3 del Contrato, así como la fracción 11 del artículo 7 de los Lineamientos.

b) Pronóstico de producción

Los pronósticos de producción del Plan propuesto reproducen la actividad física a realizar, documentando un volumen total a recuperar de 64.4 MMb de aceite y 11.3 MMMpc de gas, sustentado por la perforación de 228 pozos horizontales y altamente desviados y la ejecución de 25 reparaciones menores para desarrollar el yacimiento KSF-KAN:

Los gráficos de las Figuras 4 y 5 muestran el pronóstico de producción de aceite y gas en el Área Contractual para el horizonte económico de evaluación: 2018 - 2048, correspondiente a la Alternativa seleccionada.

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Página 17

16 Perforación

14

12

010 a. ce

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o 6

4

2

o -co

o N

3

2.5

º 2 u a.

i 1.5

(!) o

0.5

de Pozos

O) o ..... N C"? v LO <O 1'--COO>O..-NC"?'<t LO<Ol'--COO>O..-N C") '<t ..... N N N N N N N N N N C"? C"? C"? C"? C"? C"? C"? C"? C"? C"? v v '<t v v o 00 o 000 o 00000000 00000000 o o

N N N N NNN N NNNNNNNN NNNNNNNN N N

-ao(Mbpd) Np (Mbls)

Figura 4. Pronóstico de producción de aceite.

(Fuente: Comisión con información del Operador).

Perforación

de Pozos

LO <O I'-- cov o

v o

'<t o

v o

N N N N

COO>O..-NC"?'<tLO<Ol'--COO>O..-NC"?'StLO<Ol'--COO>O..-NC"?'<tLO<Ol'--CO ..-..-NNNNNNNNNNC"?C")C")C")C")C")C")C")C")C")s:t'St'<tvvvvs:tv ººººººººººººººººººººººººººººººº NNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNN

Qg (MMpcd) Gp (MMpc)

Figura 5. Pronóstico de producción de gas.

(Fuente: Comisión con información del Operador).

a) Factor de Recuperación.

70000

60000

50000

vi 40000 ..J

ce

� 30000

a.z

20000

10000

o

12000

10000

8000 u a.

::¡¡¡ 6000 �

a.

4000 (!)

2000

Basados en los pronósticos de producción, se calcularon factores de recuperación esperados,

en el Area Contractual, para el horizonte 2018-2048, hasta la vigencia del contrato y hasta el

límite económico de la misma.

f 2/


Página 18

'iv :,

n, o !; e e ni o .0 u•w

n,

·<

Producción Factor de

Volumen acumulada Recuperación

Original

2018

Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas mmb mmmpc mmb mmmpc

% %

4883.l 1021.4 321.57 6.5

Producción Factor de

acumulada Recuperación

Final

2048

Aceite Gas Aceite Gas mmb mmmpc

% %

64.4 11.3 7.9

Producción

acumulada

Límite

económico

Aceite Gas

mmb mmmpc

78.7 12.l

Factor de

Recuperación Final

Aceite Gas

% %

8.1

Tablo 11. Factores de recuperación de aceite y gas al final del Contrato y al Límite Económico.

(Fuente: Comisión con información presentado por el Operador).

A continuación, se presenta un análisis respecto a distintos factores de recuperación, nacionales e internacionales, con el objetivo de estudiar el rango en el que se encuentran los yacimientos similares a los presentes en el Área Contractual, esta información fue tomada de una base de datos a nivel nacional e internacional.

20

18

16

14

_ 12 � �10a::: u. 8

6

4

2

o

• Euphrates-Jeribe ■ Hartha ■ Ébano

Figuro 6. Comparativo de factores de recuperación de campos internacionales con característicos similores al Área Contractual Ébano.

{Fuente: Comisión con base de datos técnico).

En relación con el antecedente a nivel internacional, resulta complejo dentro del contexto de yacimientos naturalmente fracturados, encontrar un análogo del ámbito global que conjugue: carbonatos de matriz compacta, fracturamiento natural, con hidrocarburos pesados y extra pesados. A nivel internacional se encontraron dos campos con un inicio de explotación y

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i��:5

h��:::::�:�:��:��!rea Contractual Ébano. La Tabla �os7 dtf

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777 \

¿Y� Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018

Página 19

Campo País Inicio de Mecanismo de Método ºAPI FR% explotación empuje Rec.

Euphrates-Iraq 1936

Expansión de gas Primaria 15 15 Jeribe disuelto/Acuífero

Hartha Iraq 1936

Expansión de gas Primaria 17 15

disuelto/Acuífero Ébano

Mex 1910 Expansión roca

Primaria 12 7.9 fluidos/Gravitacional

Promedio 12.6 Tablo 72. Resumen de Factor de recuperación final.

(Fuente: Comisión con datos de base técnico).

Respecto del comparativo nacional, se seleccionó como campo análogo el campo Pánuco (campo vecino), cuyas características son comparables con los campos del Área Contractual, como se puede observar en la Tabla 13.

Pánuco Ebano

KAN-KSF KAN-KSF

Cuenca Tampico Cuenca Tampico

Misantla -Play Misantla - Play

Cretácico Fracturas Cretácico Fracturas

Wackestone Wackestone

Calcita -Cuarzo Calcita -Cuarzo

Santoniense - Santoniense -

Turoniense Turoniense

12° 12º

500 mvbnm 400 mvbnm

Estructura de Inversión Estructura de Inversión

tectónica elongadas N- tectónica elongadas N-

S y Noreste -Suroeste s

80-120 m 120 m

9 -13% 9.6 -11.4 %

0.06 -2.8 md (matriz) / 1 -2.8 md (matriz)/ 10

md a 1000 md 1000 md (Fractura)

(Fractura)

53 - 41% 52 -46 %

>800 >800

100 Mbpd 100 Mbpd

Primaria Primaria

1915 1910

13% 7.9% �

777 Tablo 73. Característicos Área Contractual Ébano KAN-KSF, en comparación con el Campo Pánuco.

(Fuente, Com;s;ón con datos de base técnfrcof. \::'._ /{

I


��

Página 20

Figura 7. Comparativo de factores de recuperación de campos nacionales, con características

similares a Ébano.


Derivado de lo anterior, es preciso señalar que el factor de recuperación del Área Contractual se encuentra por debajo de los campos análogos utilizados, por lo que es necesario que, a medida que se vayan ejecutando las actividades contempladas en el Plan, se estudie y se adecúe la estrategia para la extracción de hidrocarburos con el fin de aumentar dicho factor.

c) Recuperación secundaria y mejorada

Con respecto a la recuperación secundaria, existen antecedentes de proyectos de recuperación mejorada a través de inyección de vapor en el Campo Pánuco, campo vecino al Área Contractual Ébano, empleado como análogo en el presente documento.

En el 2014 en el Campo Pánuco, se realizó un proyecto piloto de recuperación térmica considerando la inyección cíclica de vapor en dos pozos horizontales. El objetivo del proyecto era comprobar la posibilidad de incrementar el gasto de producción y el recobro de los hidrocarburos en la formación Agua Nueva (KAN), reduciendo la viscosidad del aceite para mejorar su movilidad y conseguir que el calor inyectado sea transferido al aceite contenido en el yacimiento.

La fase de operación del piloto se inició en marzo de 2014 con el arranque de la producción en frío en los pozos a inyectar. El plan de monitoreo del proyecto incluía tres niveles (pozos inyectores, pozos vecinos y área cercana al piloto) y se ejecutó mediante la implementación de tecnologías como fibra óptica, sensores de presión, termocuplas, microsísmica, modela miento geomecánico previo, ajustes en tiempo real, y medición de la producción en pozos vecinos. La inyección de vapor se realizó en dos pozos horizontales por tubería, observando baja inyectividad de la formación e incremento de la presión, detectado mediante los sensores en pozos. En total se inyectaron 10800 toneladas de vapor en el primer pozo y 5400 toneladas de vapor en el segundo pozo.

La evaluación de la inyección de vapor consideró el análisis y estudio de todos los parámetro de yacimientos como índice de productividad, gastos de producción, interferencia entre pozos, cambios de temperatura, calidad del vapor, integridad de la capa sello, capacidad calorífica del yacimiento, producción acumulada después de la inyección de vapor, entre otros.

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Como resultado final, no fue posible estimar la relación petróleo producido a vapor inyectado (RPV). conocida por las siglas en ingles OSR (Oil Steam Ratio), y determinar el incremental de aceite debido a la inyección de vapor. El efecto de la inyección fue localizado en pozos vecinos lejanos, que no estaba previsto y en los pozos donde se realizó la inyección cíclica no se observó incremento de la producción de petróleo.

En términos generales el piloto de inyección de vapor en Pánuco no dio resultados concluyentes, pero permitirá capturar lecciones aprendidas, que podrán ser aplicadas en pilotos futuros en el Campo Ébano.

La toma de información prevista en la actividad de perforación incluida en el Plan de Desarrollo permitirá mejorar el modelo de subsuelo y continuar con estudios de factibilidad de proyectos de recuperación secundaria o mejorada, que una vez documentados deberán ser presentados a la Comisión.

En este sentido, la Comisión recomienda tomar ventaja de los estudios, experiencia operativa, así como de la vasta historia de producción del Área Contractual Ébano, para evaluar la factibilidad de implementación de procesos de Recuperación Secundaria y Recuperación Mejorada (terciaria) dado el comportamiento del yacimiento, características del fluido, volumen remanente y factor de recuperación a la fecha (6.52% a mayo 2018 respecto al volumen original) con el objetivo de maximizar el factor de recuperación en un futuro Plan de Desarrollo. Así mismo, el Operador debe dar cumplimiento a los Lineamientos técnicos en materia de recuperación secundaria y mejorada.

d) Actividad física

De acuerdo con la alternativa seleccionada (Alternativa 3). se contempla como actividad física la perforación de 228 pozos de desarrollo y 25 reparaciones menores.

En la Tabla 14 se presenta la actividad física a realizar en el Plan de Desarrollo.

Actividad fisica 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 Subtotal

localizaciones y caminos de acceso 3 39 39 53 57 37

Perforación 3 39 39 53 57 37

Terminaciones 3 39 39 53 57 37

Reparaciones menores 6 9 4 5 1

líneas de Descarga / troncales 3 39 39 53 57 37

Tanques de almacenamiento 2 1 3 1

Unidades de bombeo 1 1

Sistema contraincendio 5

Actividad fisica 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045

localizaciones y caminos de acceso

Perforación

Terminaciones

Reparaciones menores

líneas de Descarga / troncales

Tanques de almacenamiento

Unidades de bombeo

Sistema contraincendio

Tablo 74. Actividades físicos del Pion.

(Fuente: Comisión con información presentado por el Operador).


o 228

228

25

228

7

2

5

2046 2047 2048 Total

o

228

228

25

228

7

2

5

/(1'

Página 22

�

e) Perforación y terminación de pozos

Las actividades de desarrollo incluyen la perforación de 228 pozos, con lo cual se maximizará la infraestructura dentro del Área Contractual, y se encontrarán estratégicamente ubicados en las zonas de mejores propiedades de roca almacén y de mayor probabilidad de ocurrencia de fracturas naturales, sobre la base de los recientes estudios de caracterización.

Los pozos por perforar tendrán la siguiente distribución en el Área Contractual y siguientes características:

Caca lilao

Corcovado

Ébano

Limón

Total

16

35

163

14

228

Tabla 75. Número de pozos por campo.

{Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).

• Perforación de pozos de desarrollo: se contemplan trayectorias horizontales con secciónlateral de ±150 m, algunos pozos con trayectoria altamente desviada, ambos conterminación en agujero descubierto. El propósito es adaptar la arquitectura para que cadapozo a perforar permita conectar vertical y lateralmente el mayor número de fracturasposibles.

• La totalidad de las localizaciones a perforar tienen como objetivo Play Cretácico en lasFormaciones Agua Nueva KAN y San Felipe KSF. No se tienen previsto actividad en perforación en plays de recursos no convencionales como lo manifiesta el Contrato.

• No se tiene contemplada la perforación de algún tipo de pozo distinto a los de desarrollo.

f) Infraestructura

Actualmente, el Área Contractual Ébano cuenta con 27 Estaciones de recolección y bombeo (24 en operación y 3 fuera de operación temporalmente). cinco (5) Estaciones satélites, 392 líneas de descarga (168 en operación y 224 fuera de operación), 35 oleoductos (31 de los cuales están operando y 3 fuera de operación temporal), 26 acueductos de los cuales no se tiene información detallada y 102 gasoductos (16 se encuentran operando actualmente y 86 fuera de operación) como se muestra en la tabla siguiente:

~ ·~ 1� ,:-•• ,t!J• llai..'.1...-,IP:l_,. •1a1 :.i..-1

Estaciones de recolección 27

Operando 24

Fuera de operación temporal 3

Estaciones Satélites 5

Líneas de descarga 392

Operando (309.39 Km) 768

Fuera de operación (265.64 Km) 224

Oleoductos 35

Operando (763.39 Km) 37

�

/kx Dictamen Técnico �el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

�/Y , �

ContratoCNH-M4--EBAN0/20l8 � , � -\ Página 23

Fuera de operación temporal (17.9 Km) 3 Fuera de operación (1.1 Km) 1

Acueductos 26

Gasoductos 102

Operando (7.78 Km) 16 Fuera de operación (153.64 Km) 86

,

Tablo 76. Infraestructura existente en el Areo Contractual.

{Fuente: Operador).

El Operador contempla la construcción de infraestructura nueva y reacondicionamiento o

ampliación de infraestructura existente, además de la construcción y/o adecuación de

infraestructura alternativa. Respecto de la infraestructura de recolección y transporte, también

se construirán líneas de descarga, cabezales de recolección, oleogasoductos y gasoductos.

Acorde al análisis de capacidades realizado por estación, se plantea la construcción de seis

tanques con capacidad menor a 2000 bis cada uno y la reparación mayor de un séptimo

tanque de 2500 bis. En cuanto a transferencia, se contempla la adición de 2-3 unidades de

bombeo, como se puede apreciar en la siguiente tabla:

. . . '" ,r. ,-···�

Líneas de descarga para nuevos pozos

Nuevas troncales de recolección de varios pozos hasta las

estaciones

Bombeo multifásico








Bombas de transferencia en estaciones

Bombas de transferencia en estaciones

� -"'�

l!.GE]�

Los nuevos pozos por perforar serán conectados a la estación más cercana. Cada línea de descarga por pozo será

dotada con instrumentación de presión y temperatura para un

correcto monitoreo. En los sitios en donde la ingeniería así

lo confirme se construirán nuevos múltiples de recolección para agrupar varios pozos y llevar un solo dueto a la

estación más cercana Se consideran 3 posibles sistemas

multifásicos para aquellos puntos de recolección donde se agrupan varios

pozos. 1 nuevo tanque de 1000 bis en la

estación Raya 5 1 nuevo tanque de 1000 bis en la

estación Corcovado 5 1 nuevo tanque de 2000 bis en la

estación Corcovado 2 1 nuevo tanque de 1000 bis en la

estación P 1 nuevo tanque de 1000 bis en la

estación Méndez 2 1 nuevo tanque de 1000 bis en la

estación 108 Reparación mayor a tanque de 2500

bis en la estación M Nueva bomba para la estación G-

Méndez Bombas de reemplazo en las

estaciones G Méndez, y dos estaciones adicionales


r.!!l:E

� ••• �'l'j .... -�-� 11

[i"iITffjj1

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

. .

• 'ª1.:.l..1::..1.!ª' ••

2019 en adelante

2019 en adelante

2019 en adelante

2022

2022

2020

2021

2022

2024

2020

2020

2021

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\

�

777

. . . " ,�. rlll■IMII 1r.

Sistema contra incendios





Aprovechamiento de gas

Disposición de gas

Adecuación de Arquitectura del PM-101

Estandarización de Sistemas de medición en Transferencia

Adecuación del sistema de medición dinámica -Operacional Ingeniería, Procura y Construcción de sistemas de calidad - Operacional Adecuaciones Sistema de medición de nivel - Radar y temperatura - Operacional

Automatización del sistema de calidad del PM-107

Adecuación del sistema de medición referencial - TV 137

Ingeniería, Procura y Construcción del Sistema de Medición en los Puntos de Medición propuestos

- � -

�

Sistema de almacenamiento, bombeo de agua/espuma y red de distribución

en la Estación Las Flores. Sistema de almacenamiento, bombeo de agua/espuma y red de distribución

en la Estación Escudo Nacional. Sistema de almacenamiento, bombeo de agua/espuma y red de distribución

en la Estación E4l. Sistema de almacenamiento, bombeo de agua/espuma y red de distribución

en la Estación M.

Sistema portátil de contra incendios.

El PP contempla el aprovechamiento de gas en tres estaciones; el PD

adicionará la infraestructura correspondiente a tres estaciones

adicionales. Adecuación de 10 estaciones con

"transporte bifásico" para destrucción controlada del gas.

Integración del patín de medición PM-101 al sistema de cuarto de control

operado por DSSP Proyecto para la estandarización de

equipos e instrumentos de medida, de forma tal de diseñar los planes de

mantenimientos preventivos/correctivos con tiempos

de respuestas cortos. Adecuación de los sistemas de

medición actualmente equipados con medidores másicos tipo Coriolis

Proyecto de medición del contenido de agua a nivel de bombeo

Instalación de radares en tanques de almacenamiento en la operación

(faltantes) Proyecto de automatización del patín de calidad para el sistema de arranque y paros programados en bajo caudal, pesado, entre otros. Adecuación del TV 137 para medición de inventarios Bajo un proyecto de Coinversión con PLOG, ingeniería, procura y construcción de los sistemas de medición a ser ubicados en la corriente de salida de las CAB Cacalilao y CAB Tamaulipas

l!!tJ,;) "' .,...,, ...... 11 •• , ••• 11

-

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

Uso individual

A definir

. .

--

'-·-�

2020

2020

2020

2020

2020

2020

2021

2020

2021

2022

2022

2022

2020

2021

2021

Tabla 17. {Fuente: Operador).

A'/

Infraestructura por desarrollar en el Area Contractual.

J Ú I Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBAN0/20l8 �tr

Página 25

En cuanto a infraestructura alternativa, se construirá infraestructura nueva y se adecuará parte de la existente, dicha infraestructura no tiene una aplicación directa para la extracción o procesamiento de los hidrocarburos, pero es necesaria para el desarrollo del proyecto.

Adecuaciones de

mantenimiento en vías de acceso

Permitir el acceso a las

localizaciones y estaciones

de recolección y bombeo

(principalmente en época de lluvias). Así como

mejorar la durabilidad de

las vías de acceso existentes.

A complementar

Tabla 18. Infraestructura alternativa en el Area Contractual.

{Fuente: Operador).

Infraestructura compartida

Continuo

en el

tiempo del Plan

de

desarrollo

En este sentido, el Operador informa que no comparte ni contempla compartir infraestructura con otras áreas contractuales y/o asignaciones para la extracción y producción de los hidrocarburos. Para los puntos de medición de hidrocarburos propuestos a la salida de las CAB Caca lilao y CAB Tamaulipas se evaluará la conveniencia de uso compartido de infraestructura, la cual, en caso de realizarse, deberá dar cumplimiento a la Cláusula 13.5 y Anexo 12 del Contrato.

I � 11-,-,7


Página 26

, - - - -- ------ - ------ - - - ------ -- - --------- ---- -- - --- - - ------ - -- - -- - -- - - -

1RAYA5J

UMON 12

LIMON 13

Área contractual

Ébano

Ampliación de

Almacenamiento

Nuevas Bombas

Nuevos sistemas

contra-incendio

.,,,;•---.. ,..... __ ...

-····,--_ ..

Figura B. Esquema conceptual de estaciones con incremento de almacenamiento/bombeo en el Área Contractual.

(Fuente: Operador).

g) Tecnologías a utilizar

Las principales tecnologías que serán utilizadas durante el desarrollo de las actividades del Plan, así como el beneficio de la aplicación de éstas, son las siguientes:

• Yacimientos

✓ Inversión acústica en líneas sísmicas 2D con la finalidad de entender propiedadesfísicas del sistema matriz fractura en cada uno de los corredores productores, asícomo las mejores zonas de almacenamiento de hidrocarburos en matriz.

✓ Análisis de gathers, AVO y evaluación del gradiente con la finalidad de estudiarrepuesta de fluidos en el dato sísmico 2DHD en corredores de fracturas de interéspermitiendo proyectar almacenamiento en fracturas.

✓ Modelado sectorial discreto de fracturas 3D, integrando registros geofísicos,parámetros, datos sísmicos 2DHD y estudios sísmicos avanzados.

✓✓

Modelos sectoriales 2D de presión producción. �7 La adquisición sísr:nica adicional será diseñada dentro del plan de exploración del

\/ Área Contractual Ebano con el doble propósito de mejorar la conceptualización de �

J/ 27 f:

oportunidades exploratorias en profundidad, además de iluminar áreas claves parael desarrollo de KAN-KSF.

• Geología y Geofísica

✓ Registros geofísicos convencionales en 30 de los pozos horizontales a serperforados en el plan: Rayos gamma, arreglo inductivo, densidad, neutrón y sónico.

✓ Registros especiales en 15 pozos seleccionados: registros sónicos dipolares,resonancia magnética continua e imagen resistiva.

✓ Registro de producción (PLT) en 30 pozos horizontales a ser perforados con lafinalidad de entender zonas discretas de flujo en pozos con registros básicos oespeciales programados.

• Petrofísica

✓ Núcleos de pared en l pozo con la finalidad de realizar estudios de petrofísica básica(porosidad - permeabilidad). presiones capilares por inyección de mercurio,permeabilidades relativas, difracción de rayos X, además de ensayos geomecánicadestructivos y pruebas de gravado que permitan evaluar la incorporación defracturamiento ácido en la terminación.

✓ Muestreo de fluidos para análisis PVT en al menos 2 pozos, considerando que losdatos PVT más cercano se encuentran fuera del Área Contractual Ébano.

✓ Tratamiento químico para el transporte del hidrocarburo pesado y extra pesado enduetos hacia estaciones y puntos de medición.

✓ Ensayos para evaluar calidad del hidrocarburo utilizando Laboratorios Acreditadosante la entidad mexicana de acreditación (ema). Dentro de los ensayos se tieneCromatografía del gas y análisis de líquido(% Agua, Sedimentos, Salinidad, Azufre ypH, entre otros).

• Instalaciones y medición

✓ Telemetría en pozos y estaciones como soporte al seguimiento y control de laproducción.

✓ Sistemas de levantamiento artificial mediante bombas insertables de cavidadesprogresivas que permitan manejar crudos pesados y extra pesados.

• Perforación, terminación y reparaciones

✓ Seguimiento detallado de perforación incorporando parámetros de perforacióngeología: litología, total ga·s, cromatografía de gases, impregnación, perdidas delodo, tasa de penetración (ROP), RPM, conductividad de lodo, peso sobre labarrena, deslizamiento de sarta, presión de bomba entre otros. Estos parámetrosintegrados en la evaluación petrofísica avanzada serán claves en la caracterizaciónde zonas de flujo en pozos horizontales que sean perforados sin registros geofísicos 777programados.

✓ Perforación bajo balance. Uso de cabeza rotatoria y sistema de manejo de presiónen superficie MPD durante la perforación como soporte a la perforación bajobalance que permita reducir tiempos de perforación, minimizar riesgos y observa

;�Dictamen Técnico �el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

��✓ 7 I{

Contrato CNH-M4-EBAN0/2018 1/ Página 28

influjos durante la perforación. ✓ Pruebas de presión producción en las terminaciones de pozos nuevos que

\

contempla el plan de desarrollo y muestren comportamiento inicial fluyente.✓ Estimulaciones ácidas selectivas a zonas previamente caracterizada mediante

parámetros de perforación, geología y petrofísica con la finalidad mejorar laproductividad mediante optimización de la condición de flujo de fracturasnaturales.

Si bien la tecnología que utilizará el Operador no es nueva, si es la adecuada, de acuerdo con las actividades que realizará. El uso de esta tecnología optimiza tiempo y dinero.

Lo anterior, permite determinar que el uso de dichas tecnologías es consistente con las mejores prácticas de la industria, en cumplimiento a la Cláusula 6.2 del Contrato, así como a los artículos 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y 39, fracción IV de la LORCME.

h) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

El Contratis�a. en cumplimiento del Artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y la Cláusula 6.2 del Contrato, presentó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (PAGNA) en el Plan de Desarrollo en los términos establecidos por los artículos 5, 10, 11, 13, 14 y 22 de las Disposiciones, en el cual detalla que se contemplaron los soportes y actividades necesarias para pasar de total venteo del gas asociado a un aprovechamiento del 51 % mediante la generación y consumo de energía eléctrica en tres estaciones principales, las cuales concentran en el 2018 más del 51% de la producción de gas. La premisa del Plan de Desarrollo es mantener esta meta de aprovechamiento y aumentarla a un promedio durante el contrato superior a 56%, mediante la inclusión de aprovechamiento en las estaciones en donde la calidad del gas (traducido en poder calorífico y bajo contenido de CO2) así lo permita.

Máxima relación gas-aceite a la que podrá producir por pozo

De acuerdo al artículo 13 de las Disposiciones, el Contratista establece y propone en el Plan a la Comisión para su aprobación el valor máximo de la RGA para la etapa de Extracción en la que podrá producir un pozo dentro del Área Contractual, Tabla 19, lo cual coadyuvará asegurar la maximización del factor de recuperación de hidrocarburos.

Ébano

Tabla 19. Máxima RCA.

{Fuente: Operador).

448

No obstante, el Contratista establece en la información presentada en el Plan, el valor máximo de la RGA para el Área Contractual, dentro de la cual podrá producir un pozo, dicho valor podrá variar de acuerdo a las necesidades de extracción y la vida productiva del yacimiento, el Contratista deberá contar con el programa de seguimiento y cumplimiento de esta relación, incluyendo entre otras acciones, reparaciones mayores, así como el estrangulamiento y cierre de los pozos que sobrepasen esta máxima RGA, esto con la finalidad de que la Comisión realice la evaluación y supervisión del cumplimiento del PAGNA mediante la revisión y análisis de los reportes trimestrales que presente a la Comisión de Conformidad con el artículo 25 y 27 de las 77 7 Disposiciones Técnicas de seguimiento de dichos programas o cuando se observen modificaciones que superen la máxima RGA.

� /(

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos � · Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018

� /2 Página 29

El valor máximo de la RGA para el Área Contractual presentado por el Contratista es acorde con

las actividades y formas de aprovechamiento de gas para el Área Contractual, las cuales están

vinculadas directamente con la MAG.

Meta de Aprovechamiento de Gas

El Operador estimó los valores de la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (en

adelante, MAG) de manera mensual y anual del Área Contractual con base en las formas de

aprovechamiento de gas previsto en el artículo 5 de las Disposiciones y en la fórmula

establecida en su artículo 14, fracción 111, los valores de la MAG integran el PAGNA de

conformidad con el artículo 22, fracción 111, de las Disposiciones, presentado para el Área

Contractual:

Donde:

[A+B+C+T

] MAGt =

Gp+GA *100

MAG = Meta de Aprovechamiento Anual

t = Año de cálculo

A= Autoconsumo (volumen/año)

B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/año)

C = Conservación (volumen/año)

T = Transferencia (volumen/año)

GP = Gas Natural Asociado producido (volumen/año)

GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en el Área Contractual (volumen/año)

Para ejemplificar el cálculo de la MAG, se utilizarán los valores presentados por el Operador del

Área Contractual para el año 2020, ya que, a partir de este año cumple con la MAG propuesta,

de conformidad con en el artículo 15, y da cumplimiento al artículo 14, fracción 111 y 22, fracción

111 de las Disposiciones, por lo que el cálculo de la MAG propuesta para el Área Contractual para

el 2020 es la siguiente:

t = 2020 A= 0.815 (mmpc/año) B = O (mmpc/año) C = O (mmpc/año) T = O (mmpc/año) GP = l.471 (mmpc/año)GA = 0.655 (mmpc/año)

Por lo que la MAG del Área Contractual para el año 2020 es la siguiente:

_ [0.815 +O+ O+º

]* MAGt -1.47 + 0.655

100

MAGt = 55.04%


777

Página 30

Por lo que se concluye que, con los valores presentados del 2020, el Operador llegará a cumplir para este mismo año la MAG anual del 55%, y, sus acciones e inversiones programadas serán con relación a alcanzar y mantener dicho nivel a lo largo de la vigencia del Contrato.

Las acciones e inversiones para dar cumplimiento a la MAG propuesta, se reflejarán a partir del mes de agosto del año 2019, con lo cual se iniciará el aprovechamiento y quema controlada del gas no aprovechado en el Área Contractual conforme a lo manifestado en el análisis técnico económico presentado por el Operador en apego al artículo 6, fracción I de las Disposiciones. Lo anterior con base en el artículo 14, fracción 111 y 15 de las Disposiciones.

Análisis Técnico-Económico

Derivado del análisis realizado a la información presentada por el Operador dentro del PAGNA sobre las formas de Aprovechamiento del Gas Natural Asociado establecido en el artículo S de las Disposiciones, y su correlativo 11 siguiente, se determinó que es técnica y económicamente viable el Autoconsumo del gas producido en el Área Contractual, por lo que de conformidad con las bases establecidas en los artículos 4, fracción 111, 11 y 14, fracción 11 inciso b) de las Disposiciones Técnicas.

La MAG anual propuesta para las actividades de extracción, se alcanza una vez que el Operador realice la inversión y la construcción de la infraestructura necesaria para el Autoconsumo de gas, el Operador presenta el análisis técnico-económico con acciones e inversión que será requerida para alcanzar y mantener la MAG propuesta durante la vigencia del Contrato, con base en el artículo 22, fracción V de las Disposiciones.

El Operador presenta en el PAGNA el análisis técnico-económico, en el cual se establecen las consideraciones tomadas para realizar el mismo, las cuales se enlistan a continuación:

• Composición del Gas Natural Asociado.• Producción pronosticada de Gas Natural Asociado en base al Pronóstico de Producción

del Área Contractual.• Localización de las diferentes Estaciones de Recolección.• Cercanía entre el punto de extracción e instalaciones de procesamiento de Gas Natural

Asociado.• Ubicación de la infraestructura que permita el transporte y almacenamiento del Gas

Natural Asociado.• Valor económico del Gas Natural Asociado, al momento de evaluar las alternativas de

aprovechamiento.• Monto de las inversiones para procesar, transportar, almacenar, desarrollar y mantener

la continuidad operativa de la infraestructura necesaria para llevar a cabo elAprovechamiento del Gas Natural Asociado.

Asimismo, el Operador presenta en el PAGNA el análisis técnico-económico realizado a diferentes escenarios para el aprovechamiento del gas natural asociado producido en el Área

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l��:d de seleccionar la mejor alternativa técnica y económica. Bajop

l. Los escenarios planteados fueron:� � 7 77

Autoconsumo. ?'' /JDictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

/ / \j·

_{)¡_ Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018 • ' X:

Página 31

Bombeo Neumático. Conservación. Transferencia. MIXl.

MIX2.

MIX3.

MIX4.

Los escenarios llamados MIX-l,2,3 y 4, contemplan mezclas de alternativas que se consideraron

más promisorias para tener un mejor abanico de opciones tanto técnicas como económicas.

Cada uno de los escenarios contemplados por el Operador se realizaron considerando el Área

de Área Contractual la cual abarca una superficie de 1,584 km2, asimismo consideró las

condiciones actuales de operación, la distribución los pozos, líneas de descarga y ubicación de

las estaciones de recolección del Área Contractual.

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Figura 9. Distribución de instalaciones e infraestructura en el Área Contractual. {Fuente: Comisión).

De las 8 alternativas evaluadas, resultó como la mejor opción el aprovechamiento del gas

producido en la zona norte del Área Contractual Ébano, específicamente en las Estaciones: Las

Flores y Escudo nacional, lo que representa el 51% del total de la producción en noviembre de

2018. El resto del gas en esta opción sería dispuesto para quema/incineración.

f �

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-EBAN0/2018 \ � Página 32

Escenarios contemplados (Mejores Aplicable a Estaciones y alternativas) Ramales

Autoconsumo (Generación Las Flores, ChiJol D-17, H2 -

electrica) Corcovados Bombeo Neumático EAB-108

Conservación Las Flores, Chijol D-17, H2 -

Corcovados

Transferencia Chijol-D17, H2, Marland, Corcovados

MIXl (Autoconsumo+Ceneración eléctrica+quema) •

Escudo Nacional y Las Flores

Generación eléctrica en Escudo MIX2 (Autoconsumo+Generación Nacional y Las Flores y eléctrica+ Transferencia) Transferencia estaciones

restantes MIX3 (Bombeo neumático/108) Las Flores y ERB-108

MIX4 (Autoconsumo+Generación Escudo Nacional, Las Flores,

eléctrica) Chijol D-17 y Ramal H2 MarlandCorcovados

lnv. Total (USO) VPN (USO) (3 años) {lOaños)-

38,686,785 -11,041,810

38,197,691 -58,784,495

31,359,806 -52,255,659

28,259,597 -43,939,650

12,540,854 4,052,546

29,505,338 -16,140,367

13,623,261 -21,936,427

34,000,000 -2,532,497

Tabla 20. VPN's de diferentes alternativas evaluadas. (Fuente: Operador). "Alternativa seleccionada por el Operador

"'"Tasa de descuento del 10%

Derivado de lo anterior la Alternativa seleccionada por el Operador es la MIXl (Autoconsumo + Generación eléctrica + quema), con la cual se espera aprovechar el 51% del gas natural asociado producido en el Área Contractual en abril del 2019 y alcanzar la MAG anual propuesta para el año 2020.

Este estudio fue complementado con análisis cromatográficos recientes y los pronósticos de producción del Plan de Desarrollo; con esta nueva información se evidencia que ninguna alternativa evaluada es rentable, como se presenta en la siguiente tabla:

VPN TIA Período de Tecnología

recuperación (años) (MUSO) (%)

Autoconsumo mediante

1 generación de potencia por -959 4.83 8 recuperación de calor

2 Generación eléctrica para venta -3,230 7.14 10 3 Licuefacción -5,274 -12.96 Sin recuperación

Tabla 21. VPN's de diferentes tecnologías de la alternativa seleccionada. (Fuente: Operador).

Se aprecia que de todas las alternativas presentadas por el Operador la que menos destruye valor es la de Autoconsumo mediante generación de potencia por recuperación de calor, por lo cual dicha alternativa es considerada como la base del aprovechamiento de gas.

Dicha alternativa resulta ser la más viable para alcanzar un aprovechamiento del 52% del ga producido en la zona norte y la quema del resto por estar dispersa su producción y su recolección no ser viable económicamente. La quema de gas se tiene contemplada para evitar el venteo que actualmente se viene realizando en el Área Contractual.

En relación con lo que marca el artículo 4, fracción V de las Disposiciones, el Operador establece

/ que los primeros meses de operación una vez aprobado el PAGNA, no resulta ser una operación

� f Pág,3 fDictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-ML+-ÉBAN0/2018

segura el detener el venteo súbitamente, ya que no se cuenta actualmente con instalaciones para suspender dicha actividad sin que resultara en una operación insegura.

También establece las siguientes dos premisas del venteo actual por cuestiones de seguridad:

• Una vez separado el gas en los tanques no es posible que pueda ser bombeado comoun fluido multifásico, debido a que al bombear gas libre y líquido de manera simultánease produce el fenómeno de "golpe de ariete" en los duetos de la red de transporte, loque tiene el efecto potencial de generar roturas o fallas en los oleoductos y suconsecuente impacto sobre el medio ambiente y sobre las operaciones del ÁreaContractual.

• Para evitar que el tanque se vea afectado en su integridad, por una sobre presIoncausada por la acumulación de gas libre en su interior, se cuenta en algunos tanquescon válvulas de presión y vacío ubicadas en el techo de los tanques, calibradas a unapresión máxima de acuerdo al diseño de cada tanque específico para liberar el gasacumulado; y en otros tanques, se dispone de venteo a la atmósfera a través de unarreglo en forma "T", para de esta manera conservar la integridad del tanque y evitaraccidentes potenciales que pudieran afectar la seguridad de la operación, de lasinstalaciones y la salud del personal de operación involucrado.

Autoconsumo

En términos del artículo 4 fracción II y IV, de las Disposiciones para el Aprovechamiento del Gas y de la Cláusula 16.l, el Operador prevé que parte del aprovechamiento de gas dentro del Área Contractual estará basado fundamentalmente en la utilización del mismo como autoconsumo en la generación de electricidad, la cual será consumida en las mismas estaciones en donde se separa el gas. Esta alternativa se aplicará en tres estaciones en donde la combinación de calidad del gas(% de CO2) y gastos de este permiten aprovechar como mínimo el 51% del total del gas y 56% como promedio mensual durante la vigencia del Plan de Desarrollo. Esta alternativa contempla utilizar aproximadamente un volumen de 0.734 mmpc/día (Para mayor detalle en el volumen de gas utilizado referirse a las Tablas 23,24,25 y 26) del gas producido en el Área Contractual para la generación eléctrica con el fin de satisfacer necesidades de bombeo, alumbramiento, equipos de mantenimiento y otros temporales. No se considera la inyección, transferencia o bombeo neumático como alternativa de autoconsumo de este hidrocarburo.

Características, composición del gas a producir

En la Tabla 22 se muestran las características y los componentes de la muestra de gas natural producido del Área Contractual, de conformidad con el artículo 22, fracción 11 de las Disposiciones, asimismo se aprecian las propiedades del gas natur

�

ntractual

v

7/


Página 34

Empresa Fujisan Survey Fujisan Survey Fujisan Survey

Gas de Estación Escudo Nacional Las Flores Mendez2

Base de medida % mol seco % mol seco % mol seco

Oxigeno <0.001 <0.001 <0.001

Nitrogeno <0.001 <0.001 <0.001

H25 1.270 0.626 0.161

CO2 18.680 13.300 9.260

Metano 74.640 82.830 89.100

Etano 2.340 1.400 0.421

Propano 1.640 0.872 0.412

lsobutano 0.381 0.246 0.129

n-butano 0.568 0.311 0.245

lsopentano 0.306 0.242 0.185

Pentano 0.045 0.044 0.025

Hexanos + 0.130 0.130 0.061

PM calculado 22.85 20.69 19.15

Poder cal Bruto (BTU/ft3) 889.16 916.82 942.28

Poder cal Neto (BTU/ft3) 803.18 827.05 849.31

Empresa Fujisan Survey Fujisan Survey Fujisan Survey Corcovado 2

Gas de Estación H2 Marland Aguila Paciencia


Oxigeno <0.001 <0.001 <0.001

Nitrogeno <0.001 <0.001 <0.001

H25 0.694 0.236 0.891

CO2 45.420 41.820 82.780

Metano 49.960 55.400 13.540

Etano l.120 0.634 0.506

Propano 1.040 0.802 0.862

lsobutano 0.217 0.152 0.163

n-butano 0.712 0.482 0.585

lsopentano 0.372 0.201 0.242

Pentano 0.236 0.151 0.214

Hexanos + y otros 0.229 0.123 0.218

PM calculado 30.21 28.64 40.39



Empresa Fujisan Survey Fuiisan Survev Fujisan Survey

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidr/_�

Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018

/7

Fujisan Survey Fujisan Survey

114 104

% mol seco % mol seco

<0.001 <0.001

<0.001 <0.001

0.097 0.0844

25.62 5.78

71.32 91.91

1.08 0.9058

0.9182 0.7073

0.1931 <0.001

0.4261 0.4078

0.2168 0.2047

0.0571 <0.001

0.0717 <0.001

24.10 18.29

797.75 984.123

719.83 887.186


M 112


<0.001 <0.001

<0.001 <0.001

0.951 0.371

60.520 17.190

35.190 79.290

0.911 l.490

l.040 0.871

0.180 0.196

0.579 0.326

0.228 0.194

0.199 0.025

0.203 0.047

34.26 21.75

455.26 879.45

411.99 793.36

ry V '

Fujisan Survev Fujisan Survey

Gas de Estación Chijol Dl7 K G Mendez


Oxigeno <0.001 <0.001 <0.001

Nitrogeno <0.001 <0.001 <0.001

H2S 0.665 0.274 25.450

CO2 65.740 69.180 38.590

Metano 31.860 28.580 24.700

Etano 0.620 0.559 2.610

Propano 0.528 0.582 2.750

lsobutano 0.092 0.109 0.686

n-butano 0.281 0.383 1.730

lsopentano 0.136 0.172 0.956

Pentano 0.079 0.161 0.438

Hexanos + y otros <0.001 <0.001 2.090

PM calculado 35.06 36.08 35.83



Empresa Fujisan Survey Fujisan Survev Fujisan Survey

Gas de Estación A-21 Ebano 3 6 Internacional


Oxigeno -- -- --

Nitrogeno -- -- --

H2S 1.330 0.217 0.148

CO2 65.040 73.750 55.650

Metano 31.310 20.370 43.310

Etano 0.773 0.547 0.370

Propano 0.834 0.374 0.268

lsobutano 0.148 0.063 0.044

n-butano 0.354 0.144 0.107

lsopentano 0.123 0.063 0.044

Pentano 0.040 0.022 0.024

Hexanos + y otros 0.048 4.450 0.035

PM calculado 35.15 40.14 31.89



Empresa Fujisan Survey Fujisan Survev Fujisan Survey

Gas de Estación Corcovado 5 1 sabalo Ebano 4

Bas de m e edida % mol seco % mol seco % mol seco

Oxigeno


E 41 p


<0.001 <0.001

<0.001 <0.001

0.121 0.162

51.370 51.150

46.870 46.860

0.457 0.453

0.424 0.459

0.082 0.103

0.270 0.311

0.141 0.158

0.109 0.126

0.155 0.218

31.01 31.06

521.82 529.10

470.87 477.61


708 Chijolito

%mol seco % mol seco

-- --

-- --

0.504 0.709

72.770 43.870

22.920 54.820

1.230 0.589

7.260 0.337

0.224 0.059

0.646 0.774

0.243 0.055

0.770 0.078

0.153 0.029

37.67 28.64

295.44 514.77

334.77 582.53

�

777

\

Página 36

Nitrogeno

H2S

CO2

Metano

Etano

Propano

lsobutano

n-butano

lsopentano

Pentano

Hexanos + y otros

PM calculado

Poder cal Bruto (BTU/ft3)

Poder cal Neto (BTU/ft3)

-- -- --

<0.01 0.061 0.843

45.310 34.090 25.310

53.290 62.990 68.030

0.645 l.210 1.900

0.408 0.889 0.929

0.056 0.135 0.277

0.130 0.337 0.307

0.048 0.119 0.276

0.032 0.084 0.038

0.082 0.086 2.090

29.10 26.38 25.69

505.79 624.53 875.07

573.03 707.55 772.39 . . . . . .

Tabla 22. Ana/1s1s de la compos1c1on del Gas .

{Fuente: Operador).

Del análisis realizado a la información de la Tabla 22, se tiene que el gas producido en el Área Contractual está compuesto en promedio (aritmético) en un 63.93 % molar de metano; sin embargo, en algunos casos se reportan concentraciones superiores al 89 %. Cuenta además con un promedio de 42.2 % molar de CO2, igualmente hay resultados de análisis con una concentración superior al 82% molar.

De los valores de las propiedades de gas presentados por el Operador, se observa que el gas producido en el Área Contractual presenta un poder calorífico promedio menor de lo que establece la Norma Mexicana NOM-001-SECRE-20101 , por lo que resulta ser un gas no comercial, debido a lo anterior en las estaciones seleccionadas (Las Flores No. l y Escudo Nacional No. l) será donde se aproveche el gas mediante el autoconsumo, generando energía eléctrica, ya que es la zona dentro del Área Contractual donde se produce la mayor cantidad

/de gas. /¡'

� 777 �

1 Poder calorífico superior mínimo de 37.3 MJ/m3 y poder calorífico superior máximo de 43.6 MJ/m3


Página 37

;;,

�

o

�

1,200

Zona de Valor Comercial 1,000

800

Zona de Combustión 600

400

Zona de Inerte 200

o

0% 20% 40% 60% 80%

Contenido de C02

Figura 70. Propiedades del gas producid en el Área Contractual. (Fuente: Comisión).

Programa Mensual de Aprovechamiento de Gas

100%

El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado presentado por el Operador

incluye, para los tres primeros años, los pronósticos de producción y la cantidad de volumen de

gas que se destinará en cada rubro de manera mensual para alcanzar y mantener la MAG,

establecido en los artículos 14, fracción 11 y 22, fracción IV de las Disposiciones, por lo que cumple

con lo establecido en los artículos 4 y 5 de las mismas, esto se puede apreciar en las Tablas 23,

24y 25. s>,__,,..a de g• (MMpcd) ene-2019 feb-2019 mar•20l9 abr-2019 may-2019 Jun-2019 Jul-2019 aoo-2019 sep-2019 oct-2019 nov-2019 d,c-2019

Cas producido 13 3 131 1 30 128 127 126 12 5 133 132 130 12 9 1 28

Autoconsumo 000 000 000 000 000 000 000 000 000 073 073 072

Bombeo Neumtmco 000 000 000 000 000 000 000 0 00 000 000 000 000

Conservac16n 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000

Transferencia 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000

Gas natural no aprovechado 133 13 1 130 128 127 126 125 1.33 132 057 056 056

Aprovechamiento O' O' °"' º' a... O'l O' O'l O' 56' 56• 56,

Tablo 23. Porcentaje de aprovechamiento mensual 2019. (Fuente: Operador).

p....,,.,,.. de aao {MMpcdJ ene"2020 feb2020 mar 2020 abr"2020 may2020 Jun 2020 NI 2020 ago"2020 sep2020 OCl"2020 nov 2020 die 2020

Gas producido 128 134 136 135 135 140 144 145 160 161 174 173

Autoconsumo 071 071 070 069 069 073 075 073 088 098 112 110

Bombeo Neumat1co 000 000 000 000 00 0 000 000 000 000 000 000 000

Conscrvac1on 000 000 000 000 00 0 000 000 000 000 000 000 000

Transferencia 000 000 000 000 0 00 000 000 0"00 000 000 000 000

Cas natural no aprovechado 0 57 063 066 066 067 º"' 06 9 072 072 063 062 063

• Aprovechamiento S6'ló 5 3 .. 52'ló 51• si.. 52' 52'ló so, SS'!< 61 ... 64' 64

J!'/ 777

Tablo 24. Porcentaje de aprovechamiento mensual 2020. {Fuente: Operador)

/

¡{¿


Página 38

-·-- -2021 llb-2021 m••2021 --2CIZ'I -.2021 ..... 2021 -2CIZ'I -2021 -2021 oct-2CIZ'I MV•202I cllc:·2021

Gas producido 174 178 176 176 18 2 181 181 182 18 3 187 193

Autoconsumo 109 114 112 110 115 113 1TI 112 12 3 1 26 129

Bombeo Neumatteo 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000

Cons<-Nac1on 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000 000

Transferencia 000 000 000 000 000 000 0 00 000 0 00 000 000

Cas natural no aprovechado 065 064 064 066 OSI 068 070 070 060 060 064

% Aprovec;hlunemo 63'11, ..... ..... 63'11, 63'11, 62'11, 61'11, 02'11, ..,,. ..,. 67"

Tabla 25. Porcentaje de aprovechamiento mensual 2027. {Fuente: Operador).

Programa Anual de Aprovechamiento de Gas

El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado presentado por el Operador incluye

el pronóstico de producción y la cantidad de volumen de gas que se destinará en cada rubro

de manera anual para mantener la MAG, de acuerdo con lo establecido en los artículos 14,

fracción 11 y 22, fracción IV de las Disposiciones, por lo que cumple con lo establecido en los

artículos 4 y S de las mismas, para el periodo 2019-2048, el cual culmina a la vigencia del

Contrato, Tabla 26 y Figura l.

- -- - ----

Programa de Gas 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 , (MMpcd) Producción de gas 1.293 1.471 1.823 2.11 2.56 2.72 232 l.87 1.51 1.24

Autoconsumo 0.182 0.816 1.169 1.34 l.60 1.60 1.34 1.09 0.89 0.74

Bombeo Neumático o.o o.o o.o O.O o.o o.o o.o o.o O.O O.O

Conservación O.O O.O o.o O.O O.O O.O O.O O.O O.O O.O

Transferencia o.o o.o o.o O.O o.o o.o o.o O.O O.O O.O

Gas Adicional O.O O.O o.o O.O O.O O.O o.o O.O O.O O.O

Gas Natural no l.112 0.655 0.654 0.77 0.96 1.12 0.97 0.77 0.62 0.51 Aprovechado

% de aprovechamiento 14.06 55.04 64.l 63 62 59 58 59 59 59

Programa de Gas- 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039. (MMpcd) -Producción de gas 1.074 0.949 0.858 0.793 0.745 0.704 0.668 0.632 0.604 0.575 0.545

Autoconsumo 0.63 O.SS 0.49 0.45 0.42 0.39 0.36 0.34 0.32 0.30 0.28

Bombeo Neumático o.o o.o O.O o.o o.o o.o O.O o.o O.O o.o o.o

Conservación O.O O.O O.O O.O o.o o.o O.O o.o o.o O.O O.O

Transferencia O.O o.o o.o O.O O.O o.o o.o o.o O.O o.o o.o

Gas Adicional O.O O.O o.o O.O O.O O.O O.O O.O O.O O.O O.O

Gas Natural no 0.44 0.40 0.37 0.35 0.33 0.32 0.31 0.29 0.29 0.28 0.27

Aprovechado % de aprovechamiento 59 58 57 56 56 55 54 53 53 52 51

Programa de Gas 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 (MMpcd) Producción de

0.521 0.500 0.480 0.458 0.403 0.349 0.299 0.248 0.216 gas

Autoconsumo 0.29 0.27 0.26 0.24 0.21 0.19 0.16 0.14 0.13

Bombeo o.o O.O O.O O.O O.O o.o o.o O.O o.oNeumático

Conservación o.o O.O O.O O.O O.O O.O O.O O.O O.O

Transferencia o.o O.O o.o O.O o.o o.o O.O o.o O.O

Gas Adicional O.O O.O O.O O.O o.o O.O O.O O.O O.O

Gas Natural no

194

129

000

000

000

065

60"

�

777 0.23 0.23 0.22 0.22 0.20 0.16 0.14 0.10 0.09 Aprovechado

/f %de

55 55 54 53 51 54 52 58 60 aprovechamiento

j( Dictamen Técoico del Plan de D�anollo paca la E>tcacción de Hidmca,bu�

� Contrato CNH-M4-EBANO/2018

Página 39

3

2.5

2

0.5

o

Tablo 26. Porcentaje de aprovechamiento poro el Pion.

(Fuente: Operador).

- Producción de gas -Gas Aprovechado -ºo de aprovechamiento

Figuro 11. Comparativo del gas producido contra el gas aprovechado.

{Fuente: Comisión con Jo información presentado por el Operador).

Acciones de aprovechamiento de gas

70

60

50

40

30

20

10

o

Se estima que las obras de instalación de los primeros equipos de aprovechamiento de gas e incineración contemplados en el plan provisional se concluyan el 30 de julio de 2019; sin embargo, se requieren 2 meses de instalación y puesta en operación, no solo de las tres estaciones con aprovechamiento de gas, si no de las otras diez estaciones con nuevos equipos para destrucción controlada de gas. Teniendo en cuenta este tiempo, el aprovechamiento de gas comenzará efectivamente el 01 de octubre de 2019. Se contará con los protocolos, procedimientos y programas de inspección tres meses después.

En el programa general de actividades de infraestructura para el aprovechamiento del gas, se identifican 4 fases/años para la ejecución de los procesos de ingeniería, permisos ambientales, compras y contratación, puesta en marcha y creación de protocolos, procedimientos y planes de contingencia entre otros entregables de los nuev

7

s equi os de aprovechamiento de gas que estarán distribuidos en 6 estaciones. j,¡I

�

777

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBAN0/20l8

\ �

Página 40

No Equipos/Documentos Fase Fecha de entrada en

operación o entrega

1 Equipos de aprovechamiento de gas

oct-19 Estaciones E. Nal, Las Flores y Mendez 2

Equipos de incineración Estaciones 114 ,

2 Corcovado 2 Aguila, H2 Marland, P, Ebano 3, oct-19

M,K,Paciencia, 112 , A-21 Fase 1

Protocolos, procedimientos, plan de Plan Provisional

contingencia, programas de paros

3 programados, libranzas, inspecciones y dic-19

mantenimientos de los equipos de las

Estaciones modificadas en los numerales 1 y 2. Equipos de aprovechamiento de gas EstacIon

112 oct-20

Protocolos, procedimientos, plan de

4 contingencia, programas de paros Fase2

programados, libranzas, inspecciones yPlan Desarrollo

ene-21

mantenimientos de los equipos de la Estación

112

5 Equipos de aprovechamiento de gas Estación

sep-21 Corcovado 2 Águila

Adecuación estaciones incineración oct-21

Protocolos, procedimientos, plan de Fase3

6 contingencia, programas de paros Plan Desarrollo

programados, libranzas, inspecciones y ene-22


Corcovado 2 Águila y adecuaciones.

7 Equipos de aprovechamiento de gas Estación

sep-22 114

Protocolos, procedimientos, plan de Fase4

contingencia, programas de paros Plan Desarrollo

programados, libranzas, inspecciones y dic-22


114

Tabla 27. Hitos principales de las acciones para el aprovechamiento para el Plan. {Fuente: Operador).

La fecha de entrada en operación del aprovechamiento de gas en cada estación está asociada

a garantizar la MAG por encima del 51% como se explicó en el análisis técnico-económico, lo cual se logra con la entrada inicial de las estaciones: Escudo Nacional, Las Flores y Mendez 2

durante la Fase 1 o Plan provisional en 2019; seguido de la estación 112 durante 2020 o Fase 2; la estación Corcovado 2 Águila en 2021/Fase 3 y la estación 114 en 2022 como Fase 4.

En relación con el Plan de Desarrollo, la entrada de las nuevas estaciones que consideran

Aprovechamiento de Gas se tiene planeado de la siguiente manera para garantizar la MAG de

�� 777

•

•

•

Estación 1 (112): octubre de 2020

Estación 2 (Corcovado 2 Águila): septiembre 2021

Estación 3 (114): septiembre 2022


Página 41

• La ingeniería de esos sistemas se llevará a cabo en 2019.

El resumen de la actividad física y presupuesto global de ejecución se aprecia en la tabla

siguiente:

2020 2021 2022 Total Estación Plan de desarrollo

lQ 2Q 3Q 4Q lQ 2Q 3Q 4Q lQ 2Q 3Q 4Q MMusd

112 Módulo de generación

de potencia 1.4 1.4

Corcovado 2 Aguila Módulo de generación

l.4 1.4 de potencia

114 Módulo de generación

de potencia 1.4 1.4

108, 1 Sabalo, 6

internacional, A-21, Adecuaciones para

Chijolito, Corcovado S quema/incineración

2 2

Aguila, Ebano 3, Ebano

4 p V D"'v"' 5

Total 6.2

Tabla 28. Inversiones y actividades físicas en materia de aprovechamiento de gas durante el Plan de

Desarrollo. (Fuente: Operador).

j(

/ A--

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-EBAN0/2018

� 777.

Pagina 42

Para garantizar la MAG de 51% se prevé trasladar los equipos de aprovechamiento de gas de la Estación Corcovado 2 Aguila hacia Ébano 3, a partir del año 2040 y de la Estación Escudo Nacional (instalada en el plan provisional) hacía Chijol D17 en 2046.

Pronósticos de gas estaciones principales

"O u

0.60

O.SO

0.40

f 0.30

¿

0.20

0.10

0.00

(j)

o o N N .

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-E. Nacional

-Ebano4

- Chijolito

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a, E

[' Cl) (j) o N N N l"'l o o o o N N N N

¿ 1 . ....!.

>, e ..o (1) ::J

.2,· ·-, (1) E

Las Flores

772

Chijol D77

¡;;, N l"'l "' L/1 [' l"'l l"'l l"'l l"'l l"'l

o o o o o o N N N N N N

6 1 1 .... 6.. > d, -� 01 a, u o e "O oro V) e a,

Fecha

Mendez 2

-774

-Ebano3

Cl) l"'l o N

.D 2

(j) o l"'l "' o o N N 1 . .... (1) ..o

E ro

Raya 5

-M

-corcovado 2 A.

Figuro 72. Pronóstico de gas en las estaciones principales del Área Contractual. {Fuente: Operador).

Derivado de la revisión y análisis de la información, el Operador presenta el cálculo de la MAG propuesta utilizando el pronóstico de producción de Gas Natural Asociado, así como el

autoconsumo (generación de energía eléctrica, resultado de un proceso de Incineración) como la forma de aprovechamiento de gas del Área Contractual, de conformidad con lo establecido

en el artículo 14 fracción 11 inciso d). y con los conceptos establecidos en el artículo 5 de las

Disposiciones. Lo anterior con base en los niveles de autoconsumo mostrados en la Tabla 20

del presente documento.

En cumplimiento en el artículo 14 fracción 11 inciso e), de las Disposiciones y con base a la revisión realizada por la Comisión de la Meta propuesta y del PAGNA presentado, se observa

que la MAG propuesta cumple con los conceptos establecidos en el artículo 5 de las Disposiciones.


Dicho lo anterior, el Contratista cumple con los siguientes incisos establecidos en el artículo 22

fracción VI de las Disposiciones:

a) Cálculo de la capacidad de Manejo de Gas Natural Asociado por año, conforme a las

proyecciones de Gas Natural a producir y en función de las acciones, proyectos e

inversiones en infraestructura a desarrollar.

De acuerdo con el pronóstico de producción de gas del Área Contractual, el Operador

construirá la infraestructura necesaria para el manejo futuro de la producción de dicha Área

Contractual, como se muestra en la Figura 13.

-o u a. � �

4.50

4.00

3.50

3.00

2.50

2.00

1.50

1.00

0.50

0.00 C0 Ol o .... .... N .... .... N N N N o o o o o o

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o e: u

O> .2, .D

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C") v Ll'l (O (O ,..._ C0 Ol o .,.... .,.... N C") v Ll'l (O (O ,..._ C0 Ol o .... .... N N N N N N N N N C") C") C") C") C") C") C") C") C") C") C") C") v v v v o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o

� N N N N N N � � N N N � � N N N N N � N N N N ' ..6 o tí 6' ' ..!. .!. ..6 o tí 6 .!. ' '

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.D .l!! 'o

ro ro o ro ro o

ro -� ro o

ro ro o

-Pronóstico tola, -Capai;,dad instalada d1:: maneJo clv 9.1� 1aprovecham1entc, ,ncrnerac,on)

Figura 73. Capacidad instalada presente y futuro vs perfil de producción de gas. (Fuente: Operador).

o N' o O> ro

b) El cronograma para el inicio de operación de las instalaciones y los programas d

mantenimiento anuales;

• Este punto es solventado por el Contratista en la información presentada en el Plan .


c) Plan de contingencia operativa que les permita a los Operadores Petroleros, en casos deemergencia, caso fortuito o fuerza mayor, mantener o regresar a la continuidad operativade las actividades de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado;

• Este punto es solventado por el Contratista en la información presentada en el Plan.

d) El programa de paros programados, libranzas y mantenimiento a equipos críticos para elAprovechamiento;

• Este punto es solventado por el Contratista en la información presentada en el Plan.

Como acciones a realizar para incrementar el aprovechamiento de gas en el Área Contractual, el Contratista considera el mantenimiento preventivo y predictivo a los equipos que manejan el gas para incrementar la confiabilidad de estos y el manejo de pozos.

i) Evaluación Económica

Conforme lo establecido en el artículo 11 de los de los Lineamientos2; así como en los numerales l.6.3 y l.6.7, Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, Sección 2 delAnexo 11 de los citados Lineamientos; los Planes deben contar con un análisis técnicoeconómico que sustente el cumplimiento de los objetivos del Contrato y entre otros, lamaximización del valor de los hidrocarburos a lo largo de la vida de los yacimientos o camposen condiciones económicamente viables, y la selección de las mejores prácticas de la industria.

Con base en ello, la Comisión elaboró el análisis económico correspondiente al Plan propuesto, cuyos resultados se presentan a continuación, y que considera los siguientes conceptos:

a) Criterios y fuentes de información;b) Descripción del Programa de Inversiones por Actividad Petrolera;c) Descripción del Programa de Inversiones por Subactividad Petrolera;d) Análisis del Programa de Inversiones;e) Resultados del análisis económico del Plan Propuesto;f) Análisis de sensibilidad de los principales indicadores económicos respecto de

variaciones de producción, precios y costos; yg) Opinión.

De esta manera, se da cumplimiento al mandato legal establecido.

a) Criterios y fuentes de información

Con base en el criterio de evaluación de las Mejores Prácticas de la Industria, las inversiones programadas se evalúan una a una comparando cada costo respecto a un rango de referencia con el fin de determinar la consistencia entre los costos proyectados por el Contratista y los precios de mercado.

Con el fin de determinar el rango de referencia aplicable en cada caso, es necesario seleccionavla mejor referencia de mercado disponible, conforme a las siguientes alternativas (Figura 13): \

2 LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión 777del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones.

// Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 � A"/ ,.

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos ��

/ Página 45

Base Internacional

-- - - --

Referencia

Otros proyectos a dictamen

- - -

- - - -

Justificaciones

Integración al

dictamen

Otras fuentes

Figuro 13. Alternativas paro determinar rango de referencia. (Fuente: Comisión}.

De acuerdo con las alternativas presentadas en la Figura 13, el rango de referencia para cada costo se selecciona considerando cualquiera de las siguientes opciones:

i. una base de datos internacional. Si esta base cuenta con un precio de referencia seutiliza;

ii. siempre que existan conceptos similares, comparar los costos presentados por elContratista con los costos de otros proyectos dictaminados por la Comisión eintegrarlos al análisis;

iii. consultar especialistas del sector a fin de tener un rango de precios de referencia. Sies posible establecer una referencia, se integra al análisis;

iv. solicitar justificación formal al Contratista a fin de determinar la mejor referencia deprecios de mercado.

Una vez que, con la mejor información disponible, se establece la referencia puntual de mercado, se construye un intervalo de confiabilidad respecto a dicha referencia. Lo anterior resulta en un rango de referencia que se establece caso por caso. Dicho rango o intervalo de confiabilidad se establece con base en la recomendación de una compañía internacional especializada en costos, conforme al siguiente criterio:

l) el valor mínimo del rango se establece como un -10% respecto a la referencia puntual;2) el valor máximo del rango se establece como un +20% respecto a la referencia

puntual

b) Descripción del Programa de Inversiones por Actividad Petrolera

El Programa de Inversiones es consistente con la información del Plan de Desarrollo y fue presentado de conformidad con el catálogo establecido en los Lineamientos para la

elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicio

en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y I

actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos, emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamientos de Costos de la SHCP).


Página 46

Acorde con la información presentada por el Contratista, el monto total para llevar a cabo las actividades del Plan de Desarrollo es de USD3 $95 2,50 2,8454

· 5

, mismos que se distribuyen conforme a la Figura 14.

R Desarrollo (41%)

o Inversión o Gasto Operativo

$48 c::::::::J

Total

Producción (54%) Abandono (5%)

$952.5

$437

Total (100%)

Figura 74. Distribución del monto total por Actividad Petrolera {Montos en MMUSD6 - Total: $952.5'

MMUSD}. (Fuente: Comisión).

Actividad 2018-2019 b 2019 e 2020 c 2021 e 2022 e 2023 c 2024 c

Petrolera

Desarrollo $- $10.73 $80.26 $70.76 $85. 27 $87.16 $54.54

Produccióní $ 51.26 $14.20 $ 2 8.43 $ 2 9.26 $ 31.33 $ 33.86 $ 33.30

Abandonoe $- $- $- $- $ - $- $ -

Total "'

(MMUSD) $51.3 $ 24.9 $108.7 $100.0 $116.6 $121.0 $87.8

Actividad 2026 c 2027 c 2029 c 2029 c 2030 c 2031 c 2032

Petrolera

Desarrollo $- $- $- $- $- $- $-

Producciónr $ 27.31 $ 24.27 $ 21.81 $ 20.03 $1 8.43 $17.06 $15.86

Abandonoe $- $- $- $- $ - $- $-

Total a

(MMUSD) $ 27.3 $ 24.3 $ 21.8 $ 20.0 $18.4 $17.1 $15.9

3 Dólares de los Estados Unidos

'

4 Dicho monto de USD $952,502,845 no incluye los costos asociados al Plan Provisional (USD $51,334,264). En su caso, el monto total incluyendo los Costos asociados al Plan Provisional (considerando Costos Elegibles por USD $51,262,757 y No Elegibles por USD $71,507), es de USD$1,003,837,108 � Dicho monto de USD $952,502,845 incluye Costos No Elegibles por USD$477,229.72. El monto total sin considerar los Costos No Elegibles es de USD$952,025,615.08, conforme a la Tabla 22. En su caso, las aprobaciones correspondientes se realizarán únicamente considerando los Costos Elegibles del Plan de Desarrollo y los Costos asociados al Plan Provisional, por lo que el monto sujeto a aprobación es de USD$1,003,288,372.

ti 6 Millones de dólares de los Estados Unidos. Los totales pueden no coincidir por redondeo.

;#; 7 Ver notas al pie No 4 y S.

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos � 1/

� Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018 � Página 47

2025 c

$-

$ 30.54

$-

$30.5

2033 e

$-

$14.84

$-

$14.8

Actividad 2034 c 2035 c 2036 c 2037c 2038 2039c 2040 c

Petrolera 2041 e

Desarrollo $- $- $- $- $- $- $- $-

Producciónr $14.06 $13.34 $12.75 $12.30 $11.85 $11.42 $ ll.ll $10.78

Abandonoe $- $- $- $- $ - $ $- $-

Total a

(MMUSD) $14.1 $13.3 $12.7 $12.3 $11.9 $11.4 $11.1 $10.8

Actividad Total Plan

Petrolera 2042c 2043c 2044c 2045c 2046c 2047c 2048c de Total9

Desarrolloª• d

Desarrollo $- $- $- $- $- $- $- $ 388.7 $388.7

Producciónr $

$10.22 $ 9.59 $ 8.61 $ 7.73 $ 6 .79 $ 3.56 $ 515.2 $566.46 10.53

Abandonoe $- $- $- $- $- $- $- $ 48.l $48.1 a Total

(MMUSD) $10.5 $10.2 $9.6 $8.6 $ 7.7 $ 6.8 $ 3.6 $ 952.0 $1,003.29 ..

a) Los totales pueden no coinc1d1r por redondeo.b) Montos elegibles como parte del Plan Provisional.c) Montos Asociados al Plan.d) No incluye los montos referidos en el inciso b) anterior (montos aprobados como parte del Plan Provisional).e) Los montos anuales que corresponden a la aportación al Fideicomiso de Abandono, deberán ser determinados deconformidad con la cláusula 19.4 del Contrato.f) Para el periodo 2018-2019, asociado al Plan Provisional, se excluye un monto por USD$7l,507.0S; mientras que para el periodo 2019-2048, asociado al Plan, se excluyen USD$477,229.72; en ambos casos por ser Costos No Elegibles,acorde a lo establecido en el Anexo 4 del Contrato.

Tablo 29. Distribución del Programo de Inversiones por Actividad Petrolera {Montos en MMUSD). {Fuente: Comisión).

c) Descripción del Programa de Inversiones por Subactividad Petrolera

Como se describió con anterioridad, el Contratista estimó un monto de MMUSD $952.0 de Costos Elegibles para llevar a cabo la totalidad de las actividades del Plan de Desarrollo. De este monto, MMUSD $388.7 corresponden a Desarrollo, MMUSD $515.2 a Producción, y MMUSD $48.l a Abandono. Dichos montos pueden ser desagregados por Subactividad Petrolera, conforme a lo siguiente:

(i) Distribución del Programa de Inversiones por Subactividad Petrolera:Desarrollo

Como parte de la Actividad Petrolera Desarrollo, el Contratista propone realizar actividades asociadas con las Subactividades Petroleras: Construcción de Instalaciones, General, Perforación de Pozos, Intervención de Pozos, Pruebas de Producción, y Seguridad, Salud y Medio Ambiente. El monto asociado por Subactividad se distribuye conforme a la Figura 15 y Tabla30.

/ "

_d


p Página 48

Seguridad.

Salud y

Medio

Ambiente

Perforación de

Pozos

72º

General

lo/e lntervencion de

Pozos

1% Pruebas de

Producción

5%

Construcción

instalaciones

20%

Figura 15. Distribución del Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera: Desarrollo ($388. 7MMUSD).

Actividad Sub-actividad

Petrolera petrolera

Construcción

instalaciones

General

Intervención

de Pozos

Desarrollo Perforación de

Pozos

Pruebas de

Producción

Seguridad,

Salud y Medio

Ambiente

Total ª (MMUSD)

Actividad Sub-actividad

Petrolera petrolera

Construcción instalaciones

General

Intervención

de Pozos

Desarrollo Perforación de

Pozos

Pruebas de

Producción

Seguridad, Salud y Medio

Ambiente


2018-2019 b

$-

$-

$-

$-

$ -

$ -

$-

2025-2048

$-

$-

$-

$-

$-

$-

2019 e

$3.92

$0.95

$1.08

$4.45

$ 0.28

$O.OS

$10.7

Total a, d

$ 76.12

$ 3.50

$4.95

2020c

$19.96

$1.20

$2.07

$ 52.76

$3.68

$ 0.59

$80.3

$ 279.46

$ 21.27

$3.42

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBAN0/20l8

2021 e 2022 c 2023c

$14.08 $14.57 $14.95

$1.20 $ 0.15 $

$ 0.72 $0.90 $ 0.18

$ $ 63.86 $ 65.96

so.so

$3.68 $5.00 $ 5.21

$ 0.59 $0.80 $0.86

$70.8 $ 85.3 $ 87.2

Página 49

2024c

$ 8.62

$ -

$-

$ 41.93

$3.42

$ 0.56

$ 54.5

Total ª (MMUSD) 1 $ - $ 388.7 ) Los totales pueden no coincidir por redondeo.

b} Montos aprobados como parte del Plan Provisional. c) Montos Asociados al Plan de Desarrollo.d) No incluye los montos referidos en el inciso b) anterior (montos aprobados como parte del Plan Provisional).

Tablo 30. Distribución del Programo de Inversiones por Suboctividod Petrolero: Desarrollo. (Fuente:Comisión).

(ii) Distribución del Programa de Inversiones por Subactividad Petrolera:Producción

Como parte de la Actividad Petrolera Producción, el Contratista propone realizar actividades asociadas con las Subactividades Petroleras: Duetos, General, Geología, Ingeniería de Yacimientos, Intervención de Pozos, Operación de Instalaciones de Producción, y Seguridad, Salud y Medio Ambiente. El monto asociado por Subactividad se distribuye conforme a la Figura 16 y Tabla 31.

Geolog,a

1%

Duetos

1%

Seguridad, Salud y

Medio Ambiente

2%

Operación de

Instalaciones de

Producción

70%

lngeniena de

Yacimientos

3%

Intervención de

Pozos

4%

Figuro 16. Distribución del Programo de Inversiones por Sub-actividad Petrolero: Producción ($515.:?8 \\! MMUSD). {Fuente: Comisión). \

Actividad Sub-actividad 2018-2019 b 2019 e 2020 c 2021 e 2022 c 2023 c 2024 c

Petrolera petrolera Construcción de $14.08 $- $- $ - $- $ - $-Instalaciones

Duetos $ 2.31 $ 0.11 $ 0.45 $0.43 $ 0.43 $0.43 $ 0.37 Producción

General e $17.27 $ 5.26 $ 9.59 $ 9.14 $ 9.14 $ 9.12 $7.89

Geología $0.49 $- $ 0.11 $ 0.12 $ 0.15 $ 0.17 $ 0.19

Ingeniería de $ l.37 $ 0.03 $1.0l $ l.04 $ 1.11 $1.20 $1.17

Yacimientos

� //( 777 8 No Incluye Costos No Elegibles por USD$477,229.72 1�, \ / Dictamen Técnico �el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburoj � 7'/

,Ó fContrato CNH-M4-EBANO/2018 Página SO

Intervención $0.74 $0.34 $0.70 $0.82 $0.97 $1.15 $1.28 de Pozos

Operación de Instalaciones $15.96 $8.02 $15.75 $16.93 $18.76 $ 21.01 $ 21.72 de Producción Otras

$0.26 $- $ - $- $- $- $-Ingenierías Seguridad, Salud y $4.77 $0.44 $0.82 $0.78 $0.78 $0.78 $0.67 Medio Ambiente

Total ª (MMUSD) $ 51.3 $14.2 $28.4 $ 29.3 $ 31.3 $33.9 $ 33.3

Actividad Sub-

Petrolera actividad 2025 c 2026 c 2027 c 2028 c 2029 c 2030c 2031 e

petrolera

Construcción de $ - $- $ - $- $- $ $-Instalaciones Duetos $0.32 $0.27 $0.24 $0.20 $ 0.17 $ 0.15 $ 0.13 General e $6.78 $5.83 $5.02 $ 4.31 $ 3.71 $ 3.19 $2.74 Geología $ 0.19 $ 0.17 $ 0.16 $ 0.14 $ 0.14 $ 0.13 $ 0.13 Ingeniería de

$1.08 $ 0.96 $0.85 $0.77 $ 0.70 $0.65 $ 0.60 Yacimientos Intervención

$1.24 $1.14 $1.04 $ 0.96 $ 0.91 $ 0.87 $ 0.84 de Pozos

Producción Operación de Instalaciones $ 20.36 $18.43 $16.54 $15.06 $14.07 $13.17 $12.39 de Producción Otras

$- $- $- $- $- $- $-Ingenierías Seguridad, Salud y $0.58 $ O.SO $0.43 $0.37 $0.32 $0.27 $0.23 Medio Ambiente

Total ª (MMUSD) $30.5 $ 27.3 $24.3 $ 21.8 $ 20.0 $18.4 $17.1

Actividad Sub-

actividad 2032 e 2033 e 2034 c 2035 c 2036 c 2037 c 2038C Petrolera

petrolera

Construcción de $ - $- $ - $- $ - $ - $-Instalaciones

Producción Duetos $0.11 $ 0.10 $0.08 $0.07 $0.06 $ O.OS $0.04 General e $ 2.36 $2.03 $1.75 $1.50 $1.29 $ 1.11 $0.95 Geología $ 0.12 $ 0.12 $ 0.11 $ 0.11 $ 0.11 $ 0.11 $ 0.11 Ingeniería de

$ 0.56 $ 0.52 $ 0.49 $0.47 $0.45 $0.43 $ 0.41 , Yacimientos

777 . . Dictamen Tecn1co del Plan de Desarrollo para la Extracc1on de H1d?tocar r s �, JI

Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 �/ � \. /1 /-' c:.ágina 51

�

Intervención $0.80 $ 0.78

de Pozos

Operación de Instalaciones $11.70 $ ll.13 de Producción

Otras $- $-

Ingenierías

Seguridad, Salud y $0.20 $ 0.17 Medio Ambiente

Total ª (MMUSD) $15.9 $14.8

Actividad Sub-

Petrolera actividad 2039 e 2040 c

petrolera

Construcción

de $- $-Instalaciones

Duetos $0.04 $0.03

General e $0.82 $ 0.71

Geología $ 0.11 $ 0.10

Ingeniería de $0.40 $0.39

Yacimientos

Intervención $0.70 $0.69

de Pozos Producción Operación

de Instalaciones $ 9.29 $ 9.12

de Producción

Otras $- $-

Ingenierías

Seguridad, Salud y $0.07 $ 0.06 Medio Ambiente

Total ª (MMUSD) $11.4 $ 11.1

Actividad Sub-

actividad 2046c 2047c Petrolera

petrolera

Construcción de $- $-Instalaciones

Producción Duetos $ 0.01 $ 0.01

General e $0.29 $ 0.25

Geología $0.08 $0.07

Ingeniería de $0.27 $0.24

Yacimientos

$0.76

$10.71

$-

$ 0.15

$14.1

2041 e

$-

$0.03

$ 0.61

$0.10

$0.38

$ 0.68

$8.93

$-

$ O.OS

$10.8

2048c

$-

$ 0.01

$ 0.12

$0.04

$ 0.12

$ 0.74

$10.32

$-

$ 0.13

$13.3

2042c

$-

$ 0.02

$ 0.52

$0.10

$ 0.37

$0.68

$8.80

$-

$0.04

$10.S

Total a, d

$-

$4.43

$ 97.20

$3.47

$17.64

$ 0.73 $0.72 $ 0.71

$10.00 $9.78 $ 9.54

$- $- $-

$ 0.11 $0.09 $0.08

$12.7 $12.3 $11.9

2043c 2044 c 2045c

$- $- $-

$0.02 $0.02 $0.02

$0.45 $ 0.39 $0.33

$ 0.10 $ 0.09 $0.09

$0.36 $0.33 $0.30

$0.66 $0.63 $0.57

$ 8.59 $8.09 $7.28

$- $ - $-

$0.04 $ 0.03 $0.03

$10.2 $9.6 $ 8.6

777

�

ti� Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

�/ f

Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2078 � , ) Página 52

Intervención $ 0.51 $0.45 $0.24 $ 23.30

de Pozos

Operación de Instalaciones $ 6.55 $ 5.76 $3.03 $ 360.84 de Producción

Otras $- $- $- $-Ingenierías

Seguridad, Salud y

$0.02 $0.02 $ 0.01 $8.30 Medio Ambiente

Total ª (MM USO} $ 7.7 $ 6.8 $ 3.6 $ 515.2 a) Los totales pueden no coincidir por redondeo.b) Montos aprobados como parte del Plan Provisional.c) Montos Asociados al Plan. d) No incluye los montos referidos en el inciso b) anterior (montos aprobados como parte del Plan Provisional).e) Para el periodo 2018-2019, asociado al Plan Provisional, se excluye un monto por USD$71,507.05; mientras que parael periodo 2019-2048, asociado al Plan, se excluyen USD$477,229.72; en ambos casos por ser considerados Costos NoElegibles, acorde a lo establecido en el Anexo 4 del Contrato.

Tabla 37. Distribución del Programa de Inversiones por Subactividad Petrolera: Producción. (Fuente:

Comisión).

(iii) Distribución del Programa de Inversiones por Subactividad Petrolera:Abandono

Como parte de la Actividad Petrolera Abandono, el Contratista propone realizar actividades asociadas con la Subactividad Petrolera: General. El monto asociado por Subactividad se distribuye conforme a la Figura 17 y Tabla 32.

Figura 17. Distribución del Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera: Abandon ($48.1

MMUSD}. (Fuente: Comisión).


777

ti

37 � Página53 t

Actividad Sub-actividad petrolera

Total ª

Petrolera (MMUSD)

Abandono General $ 48.13

Total ª (MMUSD) $ 48.1 ..

a) Los totales pueden no co1nc1d1r por redondeo.Tabla 32. Distribución del Programa de Inversiones por Subactividad Petrolera: Abandono. (Fuente:

Comisión).

d) Análisis del Programa de Inversiones

De conformidad con lo establecido en el apartado a) Criterios y Fuentes de Información, fueron estimados los rangos de referencia acorde a las actividades (y sus inversiones asociadas) propuestas por el Contratista. El resultado de este análisis se muestra en las Figuras 18, 19 y 20, a continuación.

Monto propuesto por el Contratista • 279.45

• 3.42


Ambiente

8

•-3.50

• 4.95

4

•- 21.27

e 76.ll

General Intervención Pruebas de Construcción Perforación de de Pozos Producción instalaciones Pozos

484

388.70 •

Total

Figura 78. Rangos de referencia de costos por Subactividad Petrolera: Desarrollo (montos en MMUSD}. (Fuente: Comisión).

/ /{

2

��


Página54 �

�an 1 ' re a e·45S .... l

Monto propuesto por el Contratista •-36 0. 83

.54 b.S

lb

• 3.47

l ..

Geología

2 '

10 (

2S S

1189

•-97.20

884

• -23.30

:J4

> � • 8.30

• � 17.64

8

e-4.43 dO,

40 ..

Duetos Seguridad, Ingeniería de Intervención General Operación Salud y Yacimientos de Pozos de Medio Instalaciones

Ambiente de Producción

640 b

515.17 -e

480 1:?

Total

Figura 19. Rangos de referencia de costos por Subactividad Petrolera: Producción (montos en MMUSD}. (Fuente: Comisión).

l íl 1L'\H

Monto propuesto por el

Contratista L 9 ....

•-48.10

+ l

Total

Figura 20. Rangos de referencia de costos por Subactividad Petrolera: Abandono (montos en MM USO}. (Fuente: Comisión).

De lo anterior, se concluye que los costos asociados con las actividades propuestas para llevar a cabo el Plan de Desarrollo, es consistente con las Mejores Prácticas de la Industria, toda vez que a nivel de Sub-actividad (conforme a la clasificación del catálogo establecido en los

Dictamen Técnico �el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos �

#Contrato CNH-M4-EBANO/2018

Página 55

Lineamientos de Costos de la SHCP), se encuentran dentro de los rangos establecidos por esta Comisión.

e) Resultados del análisis económico del Plan Propuesto

El análisis económico correspondiente al Plan Propuesto fue realizado por esta Comisión con base en: i) las premisas en la Tabla 26, ii) los flujos de costos presentados en la Tabla 33, iii) el perfil de producción presentado por el Contrati?ta (que en total implica una producción9 de 62.21 mmb1º}. y iv) el régimen fiscal aplicable al Contrato.

Premisa Valor Comentarios

Precio del crudo $60 USO/barril Se asume constante a lo largo de la vida

del Proyecto Porcentaje de la Utilidad

41.2% Con base en lo establecido en el

Operativa en favor del Estado Contrato

Tipo de cambio 19.09 MXN11/USD Se asume constante a lo largo de la vida

del Proyecto Valor no depreciado de activos12 $ 200.6 MMUSD --

Tablo 33. Premisos empleadas poro lo evaluación económico del Pion. (Fuente: Comisión).

Con base en la información descrita con anterioridad, se obtienen los indicadores económicos presentados en la Tabla 34. Derivado de ello, se observa que el proyecto tiene características suficientes para que se considere económicamente viable antes, y después de impuestos y pago de contraprestaciones al Estado13

.

Valor del Proyecto antes de Valor del Proyecto después de

Indicador impuestos y pago de impuestos y pago de contraprestaciones

VPN@l0%14

VPI @10%15

VPN/VPl16

RBC17

TIR18

contraprestaciones al Estado al Estado

1,122 MMUSD 364 MMUSD 300 MMUSD 300 MMUSD

3.74 1.21 2.02 0.65

Indeterminada Indeterminada . . -

Tablo 34. Indicadores económicos del proyecto. (Fuente: Com1s1on).

f) Análisis de sensibilidad de los principales indicadores económicos respecto devariaciones en la producción, precios y costos

9 Considera únicamente la producción a partir del inicio de la vigencia del Plan, estimada a iniciar en julio de 2019. Conforme lo manifestado por el Contratista, la estrategia seleccionada no considera la venta del gas producido, de 17.3 miles de millones de pies cúbicos. 10 Millones de barriles. 11 Pesos Mexicanos12 Conforme a lo dispuesto en el Anexo 9 del Contrato, se podrá reconocer el valor no depreciado

�

conforme al régimen fiscal aplicable a asignaciones petroleras de los activos ubicados en el Área Contractual a la Fecha Efectiva. 13 Regalías básicas de conformidad con el artículo 24 de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos; ( ISH) Contraprestaciones a favor del Estado de conformidad con los artículos 6, 8 y 10 de la LISH; Impuesto Sobre la Renta; Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburo

�

s. 1<1 Valor Presente Neto evaluado a una tasa de descuento del 10% -� ¿

I15 Valor Presente de las Inversiones evaluado a una tasa de descuento del 10% · 7·

"7--r-? 16 Eficiencia de la Inversión ' / 17 Relación Beneficio-Costo18 Tasa Interna de Retorno �


Pági:56 �

Con base en las premisas y resultados que fueron presentados en el apartado anterior, la Comisión realizó un análisis de sensibilidad respecto a las principales variables económicas del proyecto, en un rango de variación de +-50%. Las variables seleccionadas son: (i) precio del aceite, (ii) Inversiones (CAPEX), (iii) Gastos Operativos (OPEX), y (iv) producción de aceite.

Dicho análisis de sensibilidad fue ejecutado antes y después de impuestos; los resultados se

muestran en la Figura 21, Figura 22, y Figura 23.

� Precio Aceite

$2,500

o $2,000

¿ $1,500 ¿

$1,000 @

$500

$--60% -40%

CAPEX �OPEX Producción Aceite

0%, $1,122

-20% 0% 20%

Variacion [%]

40% 60%

Figura 21. Análisis de sensibilidad del VPN, respecto a variables económicas seleccionadas. Antes de Impuestos y Contraprestaciones al Estado. (Fuente: Comisión).

I

�

' '777


� k

� Página 57

-+- Precio Aceite

$800

CAP EX -+- OPEX - Producción Aceite

$700

� $600

¿ $500 ¿ ?f. $400o @ $300 z o.. $200 >

$100

$-

-60% -40%

0%, $364

-20% 0% 20% Variacion [%]

40% 60%

Figura 22. Análisis de sensibilidad del VPN, respecto a variables económicas seleccionadas. Después de Impuestos y Contraprestaciones al Estado. (Fuente: Comisión).

-+- Precio Aceite

$1,400

$1,200

$1,000 ¿

¿ $800

$600 r-

@ z $400o..

$200

$--60% -40%

CAPEX --.-OPEX - • - Producción Aceite

0%, $758

-20% 0% 20% Variacion [%]

40% 60%

Figura 23. Análisis de sensibilidad del VPN del Estado (Impuestos y Contraprestaciones}, respecto a variables económicas seleccionadas. (Fuente: Comisión).

Del análisis anterior se observa que, en todos los casos, las variables que generan un impacto mayor en el VPN son: la producción de aceite y el precio del aceite.

1, ¿¡Í,/ ¡,¡

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos �� Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018 �

_::_/ Página 58

Es importante mencionar que aun con una variación de -50% respecto a las variables de mayor impacto, el VPN en favor del Contratista (después de impuestos y contraprestaciones al Estado), se mantiene positivo.

g) Opinión

De conformidad con el análisis anterior y una vez corroborado que toda actividad propuesta para su ejecución cuenta con un monto asociado, se concluye que la información económica presentada por el Contratista es consistente con las actividades propuestas y cumple con lo establecido en los Lineamientos de Costos de la SHCP.

En tal virtud, la opinión de esta Comisión es favorable respecto a la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, en los términos económicos presentados por el Contratista.

j) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

Derivado de la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH-M4. ÉBANO/2018 del Área Contractual Ébano y de conformidad con lo establecido en los artículos 42, 43 y 44, así como en los artículos 19, 23 de los LTMMH, la Dirección General de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Contratista, 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:

Los Puntos de Medición en donde se realizará la medición de los hidrocarburos producidos en el Campo Ébano, son propuestos por el Contratista en dos Fases o Etapas durante la vigencia del programa de Desarrollo, en la primera Etapa, para el caso del Petróleo y el Gas, el Contratista manifestó continuar con la medición mediante los Puntos de Medición Provisionales aprobados mediante la resolución CNH.E.44.003/18, durante un periodo estimado de 30 meses, periodo en el cual el Contratista considera la ejecución de obras y puesta en marcha de los Sistemas de Medición en los Puntos de Medición propuestos, además de desarrollarse actividades para el Acuerdo de un Punto de Medición compartido.

Durante la segunda fase (aplicada durante la vigencia del plan), manifestó implementarse infraestructura para mejoras en la medición llevándose a cabo en cuanto se concluyan las obras y cambiando de ubicación los Puntos de Medición propuestos para los líquidos, el primer punto propuesto es la salida de la CAB Cacalilao y la Salida de la CAB Tamaulipas.

El Contratista presentó programas calendarizados con fechas compromiso de acuerdo a las actividades que se encuentran programadas como parte del Programa de Desarrollo, y en el que hace hincapié en el cumplimiento de los Mecanismos de Medición para el Área Contractual. Acordes a la instalación de infraestructura para el manejo de la producción de los hidrocarburos en las fases anteriormente señaladas.

Por lo anteriormente expuesto, el Contratista presentó la propuesta del manejo y medición de los hidrocarburos desde el pozo hasta los Puntos de Medición de acuerdo con las fases propuestas y la programación presentada.

Por lo que derivado de lo anterior el Contratista realiza la siguiente propuesta para los Puntos de Medición para el Petróleo y Gas Natural del Área Contractual:


Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación de la calidad del Petróleo el Contratista propone como medición en la primera Etapa, continuar midiendo con los Puntos de Medición Provisionales aprobados mediante resolución CNH.E.44.003/18 durante un periodo propuesto de 30 meses, mediante la medición de fluido en Entrada de la Central de Almacenamiento y Bombeo (CAB Caca lilao) TAG PM-101 / PM-107 y la ERB 2 CONSTITUCIONES dentro del campo Altamira. TAG PM-105.

Siendo los Sistemas anteriormente señalados los que estarán operando para la Etapa I bajo el esquema de Sistemas de Medición del tipo Fiscal.

Para la segunda Etapa, periodo a partir de la culminación de las obras durante la Etapa 1, los sistemas de Medición propuestos para la medición fiscal se ubicarán en la Salida de la Central de Almacenamiento y Bombeo (CAB Cacalilao) y la Salida de CAB Tamaulipas.

La producción de los hidrocarburos líquidos es transportada por oleoducto desde las estaciones G Méndez y E-41 hasta la CAB Cacalilao, donde es medida en los sistemas de medición PM-101 y PM-107.

Adicionalmente se transporta parte de producción de las estaciones Escudo Nacional No 01 y Las Flores en Unidades de Presión y Vacío (UPV) en caso de limitación de entrega en CAB Cacalilao, o requerimientos operativos. La medición es realizada antes de ser entregada a un Tercero en el sistema de medición PM-105.

Una vez entregada la producción al Tercero (PEP o PLOG) es transportada y acondicionada en CAB Cacalilao (entrega principal) y CAB Tamaulipas, para posteriormente ser medida en el Punto de Medición Terminal Marítimo Madero (fase 1) y posteriormente en la fase 11, en los Puntos de Medición propuestos (Salida CAB Cacalilao y Salida CAB Tamaulipas).

Medición Gas Natural

Para el manejo, medición y determinación de la calidad del Gas Natural el Contratista manifestó que no se cuenta con procesos de acondicionamiento de gas, pues la separación del gas asociado se realiza en los tanques de almacenamiento ubicados dentro de los límites del Área Contractual.

El manejo del gas asociado de acuerdo al Plan de Aprovechamiento de Gas presentado en el Plan considera la generación de energía eléctrica, resultado de un proceso de Incineración. Los sistemas de medición requeridos serán ejecutados de acuerdo a un cronograma de ejecución de Instrumentos de Medida entregado por el Operador. En este Plan de Aprovechamiento se contempló infraestructura para el manejo y medición del gas producido, aprovechado y e caso de ser necesario destruido. El tipo de medición conceptualizado como propuesto para medir el gas de aprovechamiento o destrucción son medidores tipo vortex ubicados después de las Unidades Recuperadoras deVapor (URV) y antes de los Sistemas de Generación Eléctrica. Esta conceptualización serádesarrollada durante la ingeniería básica.


Página 60

777

Medición de Condensado

Para el manejo de los Condensados, el Contratista manifestó que en la fase 11, los condensados

a recuperar en la Unidades Recuperadoras de Líquidos (URV) serán integrados a los tanques

de almacenamiento de la ERB relacionada, de forma tal, que no se considera el manejo de

condensados en corrientes independientes. La volumetría de condensados será calculada en función de la cromatografía y volumen de gas asociado producido.

Medición de Agua

Para la medición del agua a boca de pozo, el operador petrolero dará cumplimiento al artículo

23 fracción 111, de la medición del agua, cuantificando su volumen por medio de medición directa en los pozos productores. El Contratista manifestó que se realizará de acuerdo a procedimientos internos en la operación y el programa de pruebas de pozos entregado a esta

Comisión. Adicionalmente a esto, se considera un proyecto de medición para sistemas de corte de agua, estimándose iniciar en el segundo semestre del primer año del Plan de Desarrollo,

implementadobajolafasel.

/ � J,/ 777

�


Página 61

a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos

1

Dotos Generales: Nombfwt14'Awgna1Dnoo�. O.S Sef�Pebalt!t2!i;SAD.C.Y No. ÑC...n., oA.Mgnioodn: CNH Mt ltw«>e!!!!; Notru,,wH..,As.vnoadn a Ar-Co,u:..auol; C.,,po(bano

r.,ad•l'bt•-Ltor. Plan de !Rg,,dlo

No. ArtJcua.••

.....,....,_ OflaioNewhaddn .._ .... On,pllmlo- Ducrf� �-1.1""--d6ft,._ .... lTMM..ar--1e.,r. .. ,... ª"'•

PrOJlUrlt.tde mane;oM dt."le,min.c:ióny-.íflJlKidin� ,.._l!if'nUlun.ipmpuestadivddaendoset.ap.a:la

1 lcahidf'llQl'bu,os� UMMl�CaplulolllylV wotumenrc.tld.iddttrc:. " SI prifflftf•cunllnuidadCP1kKPun1DsdeMooc:ion

po,o h.Ha et p .M. hodn,a,bu"" p,��..!d¡,.,tel.1��Plar1

Pr0111-,n,;,ii

1 1 1 1 1 l'l'CJIXWll! c:onlinuilr midiendop iMetot!nlo!iputtlmde

MNkfdn.-�pmpues&D!IYJNHL1lól!'pffllb

, P1opuML1 de Puntos de u .... 1.�uio11 lle 1m MSl•em.11 de -..edldón " SI

t!Uflil � di!-gr,olodelos Ml'CilNlfflDSde Mecioón, ..__ Mli�ndoun dempode dUQOdn de t allol metM p;,.ala[tap;,t \. 1 ni�ql.ll!pair,1 Lt•JM lmp6cmet11.-:11 kn htM:a'IISln05de Medioón.

P,�tta documento conespondiente a la PolhiQdlt

l O� h.u:ión 1 Pofflea de� DebrtJcJa cumpllmtentu.alat1.lo,;ob SI SI

Mllditi&1 Lilwill cumpleconk>l'!'SblJeddoen los delmllMMH

1 1 Llt.Ml ,irionnzidnp�t.M»eneilllN"IOde

� �deMccldón

Procedimiento.s:

1 P1C!Wnt..un<ronDfP�déact.1Vld.xlc,:sll.tm.ado

•Mólr,f@fllffliet•O Só SI ·,,qp-deacti�flíl'.llaimplemefUdónde

p,NJO!d,m.rntoszociadoa lo�dt> -· 1

-P1t!M!nlo1unoanow,aa;adractftl�lb.m.ldo

• Confinnxidn •p,qpan;, de ac::tn,ido•ie: para b wnph.�N.!Oón da ffll!tlol(Wia

j--�--. " " prored,m-,ntos11111DtJadoaloMl!c.1t"lamc:ade

p,ogQnQSdea.,Mdad,es --·

• 41, frarión 11 - 1ei.:�wnblmple�c..a6tt -da ka pror;ahm�nlm ..,e¡c;bd,11,. r-s

t�il ..-1J111o1mo11MGlllbr.dón,dc a:inRffl\olllón met1� de

Pll!le,-..UhCllWIOIPolffladeattrvkbd,eslbmada fflóll'U!niffltMID. • Ollboradónde � " "

•p,qp-.-.de a:1.1vtd.-ksp,19,1bl 1t111lir.mentadónde p,omdun�nlOllizodaloak,�(W> -·

- - -Pre;,erL11unoOl1CJ8'.-dradP1t.dadi!sbmado

•Calit:,,,.d6,1 delm " SI

•P,qparn;,de ar:tJvidJdes piillóll b lmplem,>riudón do lmllunwmtm � moo� ptO(l!d1n1111mtm ina:ladoa lo MeQnigiKJI de --·

Aclóm-uifnM!n� a los cl..,-ana • Pmi;ent6d¡_.1o1mae;quem:ilknsdc la irlr:te;attauril

OioltJarn:aphl!l»Cldi., p,Nt.>ntar (OU-1, �r.:o!il, se au1d1.1<11, .. tp.1nmDll'5mfl•nilillJltfll!1'.-ldel• > 47,h..coónlll lrl1o11eS1.rut1uro1 itdUH.tundiag,"""'fll'!neralmnl• " SI �de�eui6rlybt.ldont.-sSal61ñ:e

deaipoón del fflilMIO de los ub6c.iftb los Puntm de Mcdiía6n Operil00nolle1 y de u-..le,enaa

- �OQIWfQli� �� --llbkadd,nJ.,los

c,.,1pHmlrn1o a1 .w11cu1o 111, fr-.dón 1 Ptt!-Wn�tlde!lcr'fl'OÓ"delmsastetNSyklwbic.;a6n

.o, fra:oónfV it"ISCIUl'IMtnlOSde " " end"bi!¡r;a...,.d,,l,;asinst�a uúl..u,lnf01m.oón --

delosllMMII qur.seenWf!flCn1enel PIX.secDón Ul.1.4.1 4

Pft!lent;arlmdi.igr-delca P1HeruJnforrnadOnmnlaquesecuenta lnfilruffll!fllmdeMedid.i (011"1', ac:w.all'tllffl�, � infonnil06n M!encurntr.a m et

Oia9P,-;isdltlm, IIIIJIM!tr!CDSI. Adidon.llliMnte apart.doY ,.,___,di! �Adem..M 1 O,h-..oónY 11n11n,..-lmdeMeeldl �::=:.ne;:-:: " .. p!�___.._,,ollode�ur.ifl!/ puHID

enMardukaSisteM.ISde�rnbl'unlmde u1il1.1M fin CIIIIOde nofflfC.lW can .. � d,o cnnfor,-1.id mn el artlculoTJdt>

-

Sitlll!urr.ldltcumpllmlen10.a k,s l1mnu4lia.l..uníf�quepilf•lilttUpl uluraw

lllo cunparddodol l!'llah&t!ddD NI el •tlr;ulo • <ornp:.-tlr.lr.lpuntodemediddt\ potk,quepewnu

• 4."J,h;uiónYI JWU"--•nc..ndoel p,110\"1'(1odn acuerdo a SI SI inl01m.ddnad"lam-uifdemnf0mtidoldmnel•1ir.ukJ1ll Punto do Medidón atut!1dm:celebt.t<bient1t, d e 1ml IW.411, l"'ormadllnubicadilt'nlap.iftln.1JO

t- ,...--... 1 -'--···JTM'f1t0Allf'.Mllihl:�� (nft1Wi!R!2ml!!CW!!

PHJBlíUnillidlt implemenl.-::ión de los lada& aquclb prqp.m.no t'1Hent6untronop,unadl!dnefto, PfOO#ªY

• 41,framónVII -· o�m.nqu,e,dencufflflilmii'!nlo• s; "

c:omt1 ua:ión df! los nuevos lifSlem.a_ do Ml!ddónydi., .. a.•��•Cll.llldelos p-on.-dmien1c-.,kldUlfffldoelpoar..,.do ........,...,. ... ft�HSfflOlde me,dd6n opildc.addn .

rw�--t..A.

1S.dt!br.1.td.11 r;wnpbmtftllaal capluioVldebUJ.Mi,yse [I mntr.at1.1ib in.tnllesbque ena&.lntoa lm villoMs de

debef.tn repofflll lmiv_,..esde lfW"Al!flidumlwse�enpnXfta�SUftlffMICiOn. lncenidumtwe-H&Jmoldil p¡,� los p;i,aloc:Uóllpesentoun�paael

MRenus dlt mediaón que r:onlormen 10 O,lra:d6nVIII

lna'!1tidumbfedtt � Mionismo de Mr!dldón de a. " "

CU"npti,..rntq, una�Lquesean adqul,tdcae modda lmtallldmy�ettope,adónlmsiJ1.em.asdr

""lara:ldn.. ,nduyrendo u tl'M!did6n, el Dpl!rab rnendan., u�al1.1o1rá b pest.1l)UHIOI� mc.t.'ltkha,dwe y �01 de lranJdumtwe y pesef'IUflos a b

1 _L 1�de l.atru..llbilldad di! kM1

3ilitemól!óde� Comisión.

CD11ffpandienle'lmrwo50p01te


-

--

P•-a lqp;w luegundott!Upiil, west:a, re.alU'ando 1n1mllt"S pilfitmndw:u su poduccidn rneclaree I•

inst:alaaonl!s de Pt:PLOG.

,r4CJnNOdnubcatbenel�deMNloórl ap,¡.1.-lolll.Z.4.1

Li polkK:.i d e rneda6n conlcmpb b im�-nl.lddn de un 9'gr,n;,a de �ón y

reno..-.n1odc!L1MeCloón

-

Adiciafglmenle •8'-l""-ont6qU1? c:onlNU.;iienel p,i1ne1 t;P.fflNt,edi!i pr,mm aftode�de

llf]l"obildoel POL

A.diaoNt...lte•BUsnent6quea:imleNo1enel p,imersetne111e�p,ttMtaftodHp,esde

apobaioel POL.

Adir;ion;tlment••gummt6queCX1Mienaenel plMl!fleffleRH!�P,lfflelafto�cfe

apobilloelPOL

-AddoNlfflt'ftle•1Ument6que:anuenuenel

pnmet se�re dt, .. p,imet afta de-spJes d e aJa'obildorfPOL

Ocontr.idst.1 m.,111fesaóque «1.u.illmen1e nose Q'9!rDconlmdUi1111i.1m;rspe10K'tbeneptOlfaln.l

p;Hil tu �e.Y di! diw!l'lo y ttbboriló6n en fund6ndelOM1pimN"ntoal011 n,MI.

l'rniN'lt.a binfo-MaaÓn de kKMstem:ISde m«Ud6n a u1ilil..-en e.di una do l;a eap;a.

XEs iMpartant.e tf'SIIQr que rnw.tntoa la

ulormar:idnc:k!l11Ml!Wlah.cwose,--,te

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S.nobser.,aoón

�dolr1.t\llle11fic.Nlaff"ll011N06nlu1.u1.a,cu, �ud.toriaalMK-a

1 77 7

SI! drdrri-,ihar l.aftai,wud6n y la tranbiJkbd de loslililetna'lde medlddinlnal. pnenadm

ent!I pagr.tmadl!! tnl!'jorad91m•;iloiudr iro,1tidu1nbre.

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11 42,frKdónllt

11 C2, lrKOonX

u Cl, lrKDónXI

.. 42, lrKdónXI I

IS C2, fr.teaónXIII

16 C2, fr¡cdón IV

17 17

.. l.9, hacaón lll

19 l.9, f...cdón lV

10 19,hKdónV

21 21

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" "

24 24

\fl 9ane1011ulade 2S

planu

PresenQr I.U lnven.lones rconómlus Present• el desc!MM"11ento de IH 1nW1'110nH v C:OSlCK

h'•llUOon econom1a relaaonad•s con IH kll\lld•dl!I de

� � oe>eralJv<H del m•ntenm1ento de los 5Htemn de

lmplemenUdón, '"*"1en1mien1o v Mitdldón relM»� • 1•1 med,aonu opl!noONIH Hl!fl.lr.lffliento di!,. ml!dldón ., di! 1ransfl!rl!nd•v act1V1dJde1 en I• med1oón de lm

Prop-Mn•de Oebl!r.6 d., cumplimlento •I 1t11eulo 7, El con1ratis1• prenni, dl!ntro del or01ram.a de

1mplementaaon de ta lrKOon IV •rtKUlo 10, articulo C2 � � lmplement.aón di! ICK MeanilfflCK dt' Medición IH

81tja,r-¡derl'11nro trKd6n X, •rtlrulo SO .a:11,,d•des • rullz•r p•r¡ I• elaborKión de la 81ra<or•

deElectr6nlu

SI! presenta un pr01rama de d1a,nos1k&» par-. los ProSrMnldl'

Cumplimiento .i a,uculo SI SI � shll'm<H de medición COfTHpondlf'nlH al PO(

di.nólttcos mntldt'randow como mlr'Hmo, un1 1udlton. lntl'm. 11

at'\o y ad.a teroer ai\o 1,1n• •lld•tOO. t'atem.

S. tl'ndr;., que lndulr cert,tluekts. �oam,entos. l!vtdena.u q�

demuum1n que l•s competend.s son ;IC'Ofde1 can IM s.lstem.11 dt! Se ptl'l,l'nló un prorr.m.a para t•ap.aataaon det medlaón mnaladM o a ,nnal.ar perM>n.i Involucrado en I• medición de hldroarburos

COmpell!ndU t�O'lit.U Adjdonalmente ll! debe Incluir l'I

SI SI por parte dt'I operador, lnduvendo al ResPonubl•

or1an11r•ma V CV , del person•I Ohaal lnvolucndo en la medlaón, 111 como

el prograrn.a correspondlentr • cap,X1raa6n

Cumpllrn1ent0 a lo dispuesto en los Se present.an dentro del Proe,am• de lmplenwntKión

lndtGdorH de aruculos 10, 26, 27, 21, 29,]Q ll,lly � SI

de IM Mecanismos de Wted1aon, l.a elabor¡aon de lm

desempei\a 33

lndJCildofH di! des.empeM los OJall!s duin

cumpllm•ento• lo estolbtt'ddo en los LTMMi

Cumpl1m1enro •I •rt1<1.1lo 9, El contrlt/Sla presen11 un docufflt'nlo 11.am.do "Plan de

Responsable ot1dal induvendo sus datCK p:neralei como

SI SI Entren.amiento-donde se deslsna Al responuble ofidal

l'S •I puesto que orup• en la empreH y sus d.atos 11mer•le.s, 1nformaaón ublc..ada en el Ane10

y sus datos di! con1acto de Medjdón

En el Punto� �djdón v e n I• Dl' acuerdo a lCK dla,ramas pres,en1adm no se obt.ern

De IH denvaoone, medlaón de trMnterenoa no podr•n

SI SI nln,YNI denvldón dentro del ÍrH de ICK Sblem.s dl' mnalarw denll'Mlones de rubt'N,

medtaon venllar e n d1�n

Prinent• t,1 desaipdon de los O cornr•Ustl presento en su aonot� de eJecuaon

11sternas tl!ll'memc:os mn que U! del Proyecio de acuerdo del uso Com�do del Punto

Tt"lemeiri• aH':nten o bien hn J)fOlramu de SI Si de MedJdón, en I• actlv1d.ad de ln1enlerl.a, p,ocur.a y

K11vjdldes a realizar para conl• con cons1rucoon l• lmplemen1acián de la 1elemetn.a en los

ellO'.I Puntos de Medición . tnlormadón kiar•d1 en El Oper,1dor Pe1rolero d11bl!r.6

De Kllerdo a I• lntorm•dón presentid• y lo 11r.an1itarque lac.alldad de ICK

manll•n.ado por et con1rat1S1a p.ar,1 1• se1Ynd,1 etap.a de

C.Udad Hidrourbums se puelb de1ennjn•r

SI � ml'dJdón en I• lnst.al.tdón de IM s11,emH de en el Pun10 de Medioón, en los

Medldón, se dlfi cumpllmienlo a lCK plfimelros de térmlnCK de laen•bl•ddo en el

calldad l!Hibteados en IM lTMt.ti ,.,.1...1 , 28de 101. rPw-ntP\

(1 Punto de M!dJaOn dl!bt'ri lndujr De KUerdo • I• 1ntormK1on presentad• IM sistem.as de

un compuudor de flujo con IM nwdlaOn prop�stos ttent"n y tendr-.an un computldor

Comput•dar de flujo lundone, de se1und.d, operitiv.u y Si � de ltu;o de K\ll'rdo a l,11 nonn.u,lpfluhiM JNlra Htl!

ltl1c.H que no pernutan alteradone,. elerTMtnto tera1no

•5' como cont•r con la ap.ad•d de

lO'J ruultados de los lnsuumentos de S. presenta solo evjdenc.a de la traubllldad de ICK

medid.a debl!rHl lene, tr.azabtlld.ci 1ns1rumen1os a u1dlzaren la medJdón H!.6Uu, sin

De ln1ener1lld1des meuolo1tu • parrones n•donales o

SI SI embarao de KUerdo • lo manlten.ado v pr.sl!nUtdo por

lntem.acronale, el contr•t!st• se 11ene •I pr01r.am,1 de ullbr•aones

oara cont.ar con est.a tr•utNlld•d, lnformadón ubicad.a

Lo, Pun1os de Medjaón de los pai,ones de relerend• Hldroutbutos uq..,¡dos, lnduvendo De acuerdo • I• 1nformaoón prl!sent.d.a, no H

t1po ,ubl!rl.a en el Punto ICK condt'nudos, deberan estar " Si ldent1f1c. que ktU,lffll'nle se cuen1e mn 1,1n patrón de

de Med+dón dl\pUl!stCK CDf'I un plll'Óf'I IH ,elettnaa en Muo

ttlerenda tioo tubena oermant• En Cumphm1ento • las fraaionu l. 11 y 111

PM.a la m&dioon del .acu• .a boa de po10, el operador del artkillo ll Presenl•r la

pe,uolero dari cumpll'Nl!n10 M ankUlo 2l tr.oón 111, De I• medición del .acu• desaipdón de:I rruneJo dl'I asu• SI s,

di! la medldón dl!I a1uil, cuanUtlundo su volumen por p,oduada, ni como su mttdlaón. o med1o de mt'd1aón directa en los poios prodUC1ore1,

calculo o•r-• el b•l.ana- del ire.a.

De l,1 medld6n El Operador- Pl!'trolero pocfr• Ju.stltlur

muluf.6sia, fracdones 1, l,1 ut1ll1adón de medldore1

No No no prel,l'nt• propuesta PMª ,ullz•r medldón

mulltl�icosen su plan de deurrollo rnult1fisla nvrn

p,anl.aútrKdón

Pre$il!!ntM, I• desaipoón bfcve dt" los Ml!d1an1e mediaón individual de POZOS. 11! eJeCUt.l con

puntos de medleión, upo y un proenma mof'nsu•I de medloón ut1l1undo ICK

Med1aon en prvebas de espeof1cadonu de medidor, sepM<ldores � prueb• (bH.k1cm v 1t1fi.s1cos) de donde

lna!rtldumbre noaad•. ycal1d.d d• No No la comen1e sepan1d,1 de los UquldCK se denv• .a los po,o

101 hidrocarburos, .ld1donal la t.anqul!i TM I o TM 2 de 500 bis con un Uempo minlmo

ubicación en la que se entre1•rín al de 6htJ. U cuanUfiadón del volumen bruto se h.tce

comuaattzltdor los hidrocarburos con clnt.a met.611a el result•do 1l' Pinr•ool• • 24 hrs

Tabla 35. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos.

(Fuente: Comisión con la información presentada por el Operador).

SI! dl!bl!ri d.,. se1u1m,ento • '°' costO\

rel.aon.dos con los s1.1tem.u de medlaón •n l!I

Punto de Mitd/aon fltal ln,talilldo en •I h• de

Peme11 lol:1,liCI

Es tmporunte vrnl1w1a 1mplementaoon y

verificar la lnlormaaón • conlent"r en I• bltkor•

de re1mro

S.n obsl!rndón

En la lnfonn.tdón p,eient.tda H 1dent1'ia que IM

conodmlentos son bfl.lco, pero KOrdl! a I•

med1oon, por lo qui! el contrat11t,1 prew:n1,1 un prorr.ama de c:ap•dl.-dón pa,1 la mejor• de ICK

conOdmlentos en metrolocla

Sl!ri importante da, un se1u1m1en10 puntu.\11 los Indicadores de desempe1'o medlat11e supervlsion

St'ri ne ce sano d•r se11.11mJen10 a lH K11vld.ades de c.1pildtadón p•ril subsan.a, el requerimiento

di! losmnoe1m1entos bH1cos en nwtroloria de

hldroa1bu1oi

Esto debl!rá ser vtnfk.c:to en Sitio

Será necuMlo qui! el contr.nJna dem�me que MI! hl!M! iodo el resp.11ldo de 1nhilesUUaura pNil

11ev.w •abola lrinSmlsión de IM datM o en su

uso implemenlM' un propilm• de lnnal.adón

E.s10 podrj ser verlfltilldo medl.ante IM repones que •compar\en I la enuep de los IIOlumeM!s

un• vez que se entre en operadón la 1e1und,1 e1.ap,1 de med1d6n

S.n obsen110ón

Cabe resalu1r oue ut• 1r.u.1bWdad w realuari .a

uaves de terceros ,uedltado,

CatMo rl!Mttar que la 1r.1z•tNhdad ,e d.ara a traws

de terceros acreditados v sus patrones

Se debl!rj rewlu, v d•r cumpfimlento al articulo llde 101 LTMMH

Sin obsen1aaón

Slnot,j(l!rvaaon

Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición del Área Contractual Ébano, la Comisión manifiesta que, el Contratista presentó la información y requerimientos necesarios para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales fueron evaluados de conformidad con los establecido en los LTMMH,

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos � � Coot,ato CNH-M4-ÉBAN0/201B

� // Página 63

además que de conformidad con el artículo 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la ubicación por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

b. 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 250.075/2019 de fecha 27 de febrero de 2019, a lo cual mediante Oficio 352-A-042 con fecha del 04 de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Contratista para el Área Contractual Ébano, manifestando que esta opinión tiene las siguientes consideraciones, toda vez que el Contratista prevé dos etapas dentro de la propuesta del Plan, una denominada etapa de acondicionamiento de infraestructura y otra denominada etapa futura:

l. De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH se asegure laaplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en lamedición de hidrocarburos;

2. Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo {Manual of PetroleumMeasurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo {American Petroleumlnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los LTMMH.

3. De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburos a evaluaren el punto de medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, envirtud de las características de los hidrocarburos extraídos, observando en todomomento lo indicado en este artículo.

4. De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo 41 de los LTMMH,que se cumpla con las normas y estándares nacionales e internacionales quecorrespondan y en caso de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándaresinternacionales señalados en el Anexo 11 de dichos Lineamientos.

5. Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes dehidrocarburos con calidades diferentes, se considera prever la incorporación de unametodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cadauna de las áreas de las que provengan.

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Contratista 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.

k) Comercialización de Hidrocarburos

El Operador señala que la medición se llevará a cabo en dos etapas, la primera tiene una duración aproximada de 30 meses, en los cuales, el aceite continuará midiéndose en los puntos de medición provisionales, por otro lado, para la segunda etapa se propone que los puntos de medición de hidrocarburos se encuentren a la salida de las CAB Caca lilao y CAB Tamaulipas.

Asimismo, es importante señalar que debido al alto índice de CO2 existente en el gas producido en el Área Contractual, así como, la distribución de la infraestructura empleada para el manejo de este no es rentable la comercialización del gas producido, sin embargo, el Contra;io/ lo

Dictamen Técnico �el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburo�?

j/f Contrato CNH-M4-EBAN0/2018 /,· Página 64

empleará para otros fines, entre los que figura la generación y consumo de energía eléctrica, con lo que se plantea alcanzar un aprovechamiento del 51%.

En cuanto a la estrategia de comercialización presentada, se visualiza que, las limitantes en la infraestructura, hacen de PEP el único posible comprador durante la Primer Etapa de Medición, no obstante, para la Segunda Etapa de Medición, el Contratista plantea celebrar un contrato de servicios con Pemex Logística para el acondicionamiento, transporte y medición de los hidrocarburos líquidos desde el Área Contractual a uno o varios Puntos de Medición eventualmente aprobados por la Comisión localizados después de las plantas de tratamiento CAB Caca lilao y CAB Tamaulipas y que pueda ser extendido a los Puntos de Venta localizados aguas abajo, si es el caso.

En complemento de lo anterior, el Contratista presenta escenarios de precios basados en una fórmula que parte del crudo Maya como marcador de referencia. Esta fórmula además contiene un ajuste por calidad, un descuento por la logística de recolección, transporte y tratamiento asociada a la entrega y una tarifa o margen comercial. Es importante señalar que se visualizan tres posibles escenarios de precio.

En cuanto al Condensado que se llegase a recuperar por medio de las dos unidades recuperadoras de vapor existentes en el Área Contractual, éste será recirculado dentro de la corriente de Petróleo.

Finalmente, es importante señalar que el Contratista deberá suscribir un Acuerdo Operativo con el Comercializador del Estado, a fin de acordar aquellos aspectos que se requieran para el correcto pago, en especie, de las Contraprestaciones a favor del Estado. Dicho Acuerdo Operativo deberá incluir entre otros temas:

• Nominaciones de Hidrocarburos del Estado,• Condiciones y puntos de entrega de los Hidrocarburos,• Programas de mantenimiento,• Mecanismos de verificación de volumen y calidad de los Hidrocarburos entregados,• Procedimiento operativo para el manejo de Hidrocarburos con presencia de

contaminantes,• Entre otros.

/) Abandono

/ En cumplimiento � la Cláusula 19.l el '?pera�or ha �stablecido en el Pla_n una sec_u�nciaoperativa consecutiva de abandono de areas, instalaciones o pozos, corregir las cond1c1ones

� ambientales adversas e implementar el reacondicionamiento que sea necesario para volver el área a su estado natural o dejarlas en condiciones tales que permitan su uso nuevamente, lo cual deberá realizarse conforme a las Mejores Prácticas de la Industria, al Sistema de Administración y a la Normatividad Aplicable.

El Plan documenta el abandono de un total de 447 pozos de los cuales 219 son preexistentes y 228 son proyectados en este periodo de desarrollo, así como de las instalaciones existentes y nuevas. El plan de abandono comenzaría con los pozos que ya no tengan actividad psya

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburo�� fa{

Contrato CNH-M4-ÉBAN0/20l8 / Página 65

asociada y se contempla iniciar dicho abandono en los últimos cinco años del contrato

comenzando en 2044 y concluyendo el año 2048 para optimizar los costos de abandono al

aprovechar economías de escala en el abandono masivo de activos.

Para lograr los objetivos anteriores, el Operador deberá celebrar un Fideicomiso de Inversión

(Fideicomiso de Abandono), de acuerdo con la Cláusula 19.3 del Contrato, asimismo, deberá

cumplir con lo establecido en la Cláusula 19.4, respecto del fondeo del mencionado Fideicomiso

de Abandono.

La estimación del plan de abandono de la infraestructura del Area Contractual y de las

inversiones asociadas a estas actividades, se observa en la Tabla 36.

Plan de 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

Abandono

Pozos o o o o o o o o o o o o o o o

Duetos o o o o o o o o o o o o o o o

Llneosde o o o o o o o o o o o o o o o

descarga

Instalaciones o o o o o o o o o o o o o o o

2033

o

o

o

o

Plan de 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 Total

Abandono

Pozos o o o o o o o o o o 87 92 90 90 88

Duetos o o o o o o o o o o o o 10 12 12

Lineas de o o o o o o o o o o 20 36 92 92 98

descarga tnstalac,ones o o o o o o o o o o o o 11 11 10

Tabla 36. Secuencia de abandono de pozos.

(Fuente: Operador).

El costo total estimado para el abandono del Area Contractual es de 48.12 MMUSD, de donde

34.8 MMUSD corresponden a las operaciones de abandono de pozos, aproximadamente

60,000 dólares por pozo, y 13.3 MMUSD pertenecen a las operaciones de abandono para la

infraestructura y duetos.

447

34

338

32

/ 777


Página 66

V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en

la extracción y métricas de evaluación del Plan

Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en el Plan,

a continuación, en la Tabla 37 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al

artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo a lo

establecido en el artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los

Lineamientos:

Caracter1st1ca

Met.is o p.irametros de mediclon

Unidad de medida Formul.i o

descnpc1on delindicador

Frecuencia de med1c1on

Periodo de reporte 3 la Com1s1on

C.iracterlStlC3

Metas o parflmetros de med1c1on

Unid.id de medida Formula o

descnpc1on delindicador


Periodo de reporte a la Com1s1on

Caractensuca

Metas o parametros de med1c1on

Unidad de medid.! Formula o

descnpc1on delmdJC.:Jdor


Periodo de reporte a la Com1s1on

1

Tiempo de perforac1on de un pozo Porcenta¡e de la diferencia del llempo promedio de perforac1on de un pozo

real con respecto al programado Porcenta¡e de desv1actón

Tr r' ·•- .. '¡..J111)• 100 ' ,,.,,,...

Al finalizar la perforac1on - term,naoón de un pozo

Al finallZélr la perforac1on - tenn,naaon de un pozo

Tas.i de éxito de perfor.ic1on en la dellm1tac1on

Porcenta¡e de pozos delimitadores eX1tosos con respecto al numero total de pozos dehm,tadores perforados El ex,to se considera cuando el pozo perm,te la

delim1tac1ón de un yac1m1ento

Porcenta¡e

I {flMPt d�llndlu.M•ll..-.1 rufot111,)nro - • looJota, 1k 1•zo11 a�u,,uru.Ju,

AJ finalizar la perforac1on y prueba de un pozo

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Tasa de ax1to de reparaciones Porcenta¡e de reparaciones exitosas

roo re:.pc:c10 al numero tota de reparaoones hechas B ex1to se

considera cuando exlSle opt1m12aoon de la producoon en el pozo

Porcenta¡e

ru = ,,,_.......,, .. :rmm • .oo To:íil&,,_,.,._,

1 AJ t:fl'Tilno de la reparaoon prueba deun pozo

AJ lt:'rmmo de ta reparaoon y pruel>.:J de 1 un pozo

Tiempo de reparaciones en pozo PorcentaJe de la d1ferenaa del nempo promedio de las reparaciones en pozo

con respecto al programado Porcenta¡e de desVJaaón

TIIP (-R/'r,al Tlil .-,,

1/lf'púm ,-1

AJ finalrzar la reparaaon - termnac1on de un pozo

AJ finahzar la reparación - terminación de un pozo

T.isa de ex1to de perfon1c1on para los pozos de des.irrollo

Porcenta¡e de pozos de desarrollo exitoso con respecto al numero total de

pozos de desarrollo perforados El éxito se considera cuando el pozo

contnouye a la producaon del yac1m1ento Porcenta¡e

fi.i'D (l'om1 a .. 1�nouo •ul'Dl:IM'\

T.....S ú• ,,....., ,,s,¡,roUiJI • IUU

Al finalizar la perforación v prueba de un pozo

Al finalizar la perforación v prueba de un pozo

Reparaciones Mayores

Porcenta¡ de la diferencia entre las reparaclOlles l'Tla\'Ores realizadas

respecto a las progr.:imadas en t!I ano

Porcenta¡e

DRH _ ,num,,-lt•U:,11111 • 100 •-, Jlil;?..,, ,

Tnmestral

Tnmestral

GOE' MX/CNH i:;QNDAS',1EXICOG08 MX HIDROCARBUROSGOR MX -�=doo � t-hdrucfflUDI �

'

67

C;ir.ictensuc.:i Pozos perforJdos ,__

Met.:is o p.:irametros Porctnta,e de la diferencia entre los

de medIcIon pozos perforados en el año respecto a los planeados en el año

Umdad de medId.:i Porcent.1Je Formul.:i o

descrrpc,on del .. (-.., __ ,_IndI�dor

., P: 1Jíila,, ,•100

FrecuencIJ de Tnmestral medIcIon Penodo de repone .:i Tnmestral IJ ComIsIon

CaractenstIca ProduccIon

Met.:is o parametros 1 PorcentaIe ae aesvIacIon ae la

prooucoon arumUlada aet caTTl)() o de medIcIon \.Xrmiento real con respecto a la

planeada en un tiempo determtlladO UmdJd de medida PorcentaIe de desvtJCJÓO

Formul.i o ,l'o•...t-P,-.=descrIpcIon del DP◄ = 1 p;;r.,... )• lOO IndIc.1dor

FrecuencI:i de ,.1ensuaI medícIon Perrodo de repone J Mensual IJ Com1sIon --

Car.1cterrst1cJ Des.:irrollo de reserv.is

PorcentaIe de desvIact00 del desarrollo MetJs o p;ir;imetros de reservas real con respecto al de med1cIon programado en un t ,.mpo determtllaOO

UmdJd de medId;i PorcenlJ, de desv1ac1ón Formul;i o

D:IR = (''R•-;i,�l!t,;'4,,) • .00 descnpcIon del mdt�dor

FrecuencI:i de Tnmestral medIcIon Periodo de repone J Trimestral IJ ComIsIon

C.1r.1ctenstica Factor de recuper.1c1on

Termm.:icIon de pozos Porcenta;e de la d1ferencIa entre los

pozos terminados en el año respecto a los progmmados en el año Porcenta¡e de dPsviac1ón

ITTP: ,TPn4' - ,l'Pa-., • 100 ' TPp<D'I t

Trimestral

Tnmesrral

Gasto de operac1on

Porcenta1e de desvIacIon del Qasto de operaooo real con respecto al

programado en un lt"'mpo de-erm1nado

Porcenta¡e de desv1Joon

DGO = l GO-�.Je,) • 100

Tnmestral

Trnnestral

Inyección de fluido Portf'nta¡e de desv1aoón oel volumen

1nvectado real de fluidos tcomo nitrOQeno Qas narural, dióxido de

caroono v.ipor, stJfactantP o agua) con respecto JI programado en un 1Jempo

determinado Porcenta¡e de desv,aoon

D'F - f!F, ..t- lF/1µ:n) • 00 - \ /fp.an •

Mensual

Mensual

Product1v1d.Jd

Met.1s o p.1riimetros Porcenta¡e de la diferencia entre el factor Producción promedio de un pozo o

de medición de recuperac1on real con respecto al

grupo de pozos entre el total de pozos planeado a un tempo determinado

Unid.1d de medid¡¡ PorcentaJe de desv1ac1ón Barriles por día (bd)

Formula o Fü•�--FE';,:=). !00

Producción diana promedio de un pozo descripción del !JfF = o grupo de pozos d1v1d1da entre elrr,¡,.o.-i

indicador numero <1e pozos en et grupo

Frecuenc1.1 de Tnmestral 11.lensual

medición

Periodo de repone ¡¡ Tnmestral Mensual l.:i Com1s1on

777


Página� �

C.iracteristica

Met.is o parilmetros de medición

Unidad de med1d.i

Formula o descripción del

indicador

Frecuencia de medición

Penodo de reporte a l.i Com1sion

Contenido Nac1on.it

Porcenta¡e de ta diferencia entre et contenido nacional ul.ilcz.ado respecto al

programado

Porcema¡e de desviación

!JCN = (C,Vrw-CNplan).

CNpi.t 100

Tnmestral

Tnmestral

Aprovech.imiento de G.is Natur.it

Porcenta¡e de ta diferencia entre et aprovechamiento de qas real respecto al

programado

PorcentaJe de desv1aoón

DAGN = (AGN�:; 7G,\'p1A1n

) • 100

. p,ma

Mensual

r-i ensual

Tabla 37. Indicadores de desempeño para el Plan de Desarrollo.

(Fuente: Operador).

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 fracción VI y VIII de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la LORCME, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Contratista en el Área Contractual, 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 deactividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 38.

i i)

_ Actividad Programadas Ejercidas Porcentaje d� desviación j Perforación

Terminación

Reparación Menor

Líneas de descarga

Tanques de

almacenamiento

Unidades de bombeo

Sistemas contra incendio

Abandono de pozos

Abandono de líneas de

descarga

Abandono de duetos

Abandono de

instalaciones

228

228

25

228

7

2

5

447

338

34

32

Tabla 38. Indicador de desempeño de las actividades ejercidas.

(Fuente: Comisión)

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 77 7 Tabla 39.

w

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 ¿rp.g;��

Programa E . Indicador . . de �og�c,ones

Pro rama deSub-act1v1dad . eJerc1das g . erogaciones (MMUSD) Erogaciones/

(MMUSD) ejercidas

i. ii. iii. iv. v.

vi.

iv. v. vi. vii. viii. ix.

x.

xi.

xii.

xii.

Desarrollo General

Construcción Instalaciones

Intervención de Pozos

Perforación de Pozos

Pruebas de Producción


Ambiente

Producción General

Geología

Otras Ingenierías

Construcción de Instalaciones

Ingeniería de Yacimientos

Intervención de Pozos

Operación de Instalaciones de

Producción

Duetos


Ambiente

Abandono General

Tabla 39. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera.


iii) Las actividades Planeadas por el Contratista están encaminadas al incremento de la

producción en el Área Contractual, 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 40.

Fluido 2019. 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Producción de aceite 6.3 7.4 9.4 ll.4 13.6 14.S 12.6 10.2 8.4 7.0 programada (mbd)

Producción de aceite real {mbd)

Porcentaje de desviación Producción de gas l.29S l.470 l.818 2.107 2.558 2.718 2.316 l.867 l.508 1.243programada (mmpcd)

Producción de gas real (mmpcd)

Porcentaje de desviación

Fluido 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 Producción de aceite 6.2 5.5 5.0 4.7 4.5 4.3 4.1 3.9 3.8 3.6 programada (mbd)

Producción de aceite real (mbd)

Porcentaje de desviación Producción de gas l.074 0.949 0.858 0.793 0.745 0.704 0.668 0.632 0.604 0.575programada (mmpcd)

Producción de gas real (mmpcd)


Fluido -2039 - 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 .

Dictamen Técnico �el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos � ,Á_,¿

Contrato CNH-M4-EBANO/2018 � � Página 70

Producción de aceite programada (mbd)

Producción de aceite real (mbd}

3.5 3.4 3.3 3.2 3.1 2.9 2.6 2.4 2.1 1.9

Porcentaje de desviación Producción de gas

programada (mmpcd) Producción de gas real

(mmpcd)

0.545 0.521 0.500 0.480 0.453 0.403 0.349 0.299 0.248 0.216


Tabla 40. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la producción reportada.


iv) De igual manera se verificará la ejecución de las actividades Planeadas por el Contratista

que están encaminadas a cumplir con la MAG en el Área Contractual. La Comisión dará

seguimiento a la producción real de gas, al volumen de gas aprovechado y a la MAG que

se obtenga derivada de ejecución de las actividades de manera anual para el periodo de

2019-2048, como se muestra en la Tabla 41.

Volumen de gas aprovechado % de aprovechamiento Producción de gas (real) Volumen real de gas aprovechado % de aprovechamiento Porcentaje de desviación

Volumen de gas aprovechado % de aprovechamiento

Producción de gas (real) Volumen real de gas aprovechado % de aprovechamiento Porcentaje de desviación

0.18 0.81 14.06 55.04

0.63

59

O.SS

58

1.16 64.l

0.49

57

0.45

56

1.34 63

0.42

56

1.60 62

l.60 59

0.39

55

0.36

54

58 1.09 59

0.34

53

0.89 59

0.32

53

0.74 59

0.30

52

Programa de Cas 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048(MMpcd)

Producción de gas O.SS 0.52 o.so 0.48 0.46 0.40 0.35 0.30 0.25 Volumen de gas 0.28 0.29 0.27 0.26 0.24 0.21 0.19 0.16 0.14 aprovechado % de aprovechamiento 51 55 55 54 53 51 54 52 Producción de gas (real) Volumen real de gas aprovechado % de aprovechamiento Porcentaje de desviación

Tabla 41. Indicador de desempeño del porcentaje de aprovechamiento de gas natural

asociado.

Dicta meo Técnico del Plan de Oesanollo paca la E,uacción de Hid,oca,bu,os _,4-- ;L� Conuato CNH-M4-ÉBANO/201B

� r

58

0.22

0.13

60

¡¡

Página 71

Fuente: Comisión).

El Contratista deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución del Plan, en los términos que establecen la Cláusula 11 del Contrato, el artículo 43 de los Lineamientos, así como el artículo 24 de las Disposiciones de aprovechamiento de gas.

/ j¡ 777

�


Página 72

VI. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente Dictamen Técnico para la aprobación correspondiente al Plan

de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato (Área Contractual Ébano), sin

perjuicio de la obligación de parte del Operador 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.

Fue solicitada a la Agencia su opinión respecto del Sistema de Administración de Riesgos

asociado al Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente del Contrato en comento

mediante oficio 250.760/2018 de fecha 5 de diciembre de 2018.

Al respecto, mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0335/2019 de fecha 12 de marzo de 2019, la

Agencia resolvió como Autorizado el Sistema de Administración de la Empresa DS Servicios

Petroleros, S.A. de C.V., a implementar en el Proyecto denominado Área Contractual Ébano.

El 3 de agosto de 2018, la Agencia asignó la Clave Única de Registro del Regulado (CURR): ASEA

DES18017C/Al3518 al Operador e hizo entrega de la Constancia de Registro de la Conformación

de su Sistema de Administración.

Cabe señalar que por Acuerdo CNH.E.07.001/18 el Órgano de Gobierno emitió el Criterio de

Interpretación Administrativa que armoniza el contenido de los artículos 13, primer párrafo y

33, fracción V de los Lineamientos, en el cual se establece que basta con que los Operadores

Petroleros acrediten haber iniciado el procedimiento respectivo ante la Agencia, con lo cual se

daría por atendido el requisito contenido en el artículo 33, fracción V de los Lineamientos en

cuanto a que el Dictamen técnico final incluya un programa de administración de riesgos

aprobado.

Asimismo, dicho Criterio de Interpretación Administrativa reconoce que el artículo 13 de los

Lineamientos, procura materializar el procedimiento de evaluación y aprobación con base en

un esquema de autonomía técnica, operativa y de gestión de la Comisión, descrito en los

artículos 3 y 22, fracción I de la LORCME, sin perjuicio de la obligación del Operador de atender

la Normativa emitida por otras Autoridades competentes en materia de Hi¡;_:

77

GOBMxJCNH RONOA5MEXICOC08MX HIOROC<\RBUROSCOBMX -�drHidox"""-

VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional yTransferencia de tecnología

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018 sin perjuicio de la obligación del Contratista 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.

Mediante oficios 250.123/2019 de fecha 02 de abril de 2019 y 250.759/2018 de fecha OS de diciembre de 2018, la Comisión solicitó a la Secretaría de Economía la Opinión referente a los programas de Contenido Nacional y Capacitación y Transferencia de Tecnología que al efecto debe emitir dicha autoridad en el ámbito de sus atribuciones; cabe resaltar que por lo que hace al cumplimiento del programa de Capacitación y Transferencia de Tecnologá asociado 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 de dicho programa, motivo por el cual una vez que, en su caso, esa autoridad emita la opinión en sentido favorable, se tendrá por aprobado el programa y formará parte del Plan de Desarrollo y del Contrato.

Por lo que hace al cumplimiento del programa de Contenido Nacional, mediante oficio UCN.430.2018.0206 de fecha 11 de abril de 2019, la Secretaría de Economía informó que considera plausible que se cumpla con las obligaciones en materia de contenido nacional, establecidas en el Contrato, en consecuencia, se tiene una opinión favorable respecto a la Modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Contratista.

En este sentido, una vez que el Contratista realice dicha gestión y con ello la autoridad facultada emita la opinión en sentido favorable, se tendrá por aprobado el programa y formará 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 y Capacitación y Transferencia de Tecnología, con fundamento en el artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos, 13 y 14 de los Lineamientos, así como las Cláusulas 17.3 y 17.5 del Contrato.

Por otra parte, esta Comisión deja de manifiesto que en el supuesto de que la Secretaría de Economía emita una opinión en sentido no favorable a dicho programa, el Operador estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción en términos de lo dispuesto en el artículo 40 de los Lineamientos, ello a efecto de que pueda dar cumplimiento a las obligaciones en materia de capacitación y transferencia de tecnología.

74

VIII. Compromisos del Contratista

a) Se obliga a dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición cuando se finalice

con cada una de las actividades relacionadas con la medición de los hidrocarburos

presentadas por el Operador en el Plan de Desarrollo;

b) Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medición

como lo estipula el artículo 48 de los LTMMH;

c) Los vol u menes y calidades del Gas Natural y Condensado a medir deberán ser reportados

de conformidad con lo establecido en los LTMMH y normatividad vigente;

d) Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar el balance de los

autoconsumos y características de los equipos generadores de autoconsumos, así como

de los equipos que bombean y miden el agua;

e) Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usados en los

Puntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional, referencial y

transferencia, conforme a lo establecido en el presente Dictamen;

f) El Operador, 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, y

g) El Operador 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.

h) El Operador 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 Dictamen.

i) Así mismo es necesario que el Operador 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 cada una de las variables asociadas a los Sistemas de

Medición de cada una de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia,

transferencia y fiscal), ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de

los Mecanismos de Medición 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, el Operador 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 del

Contrato, 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

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777

75

IX. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan de Desarrollo presentado por el Contratista de conformidad con los artículos 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y 39 fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII de la LORCME, así como los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI, 8, fracción 11, 11, fracción 1, 11, 111, IV, V, VII y VIII, 12, fracción 11, 19, 20, fracciones 1, 11, 111, IV, V, VI, VII, IX, X, XI, XII y XIII, 25 y el Anexo 11 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 Contrato y permiten determinar que no se presenta ninguno de los supuestos que establece la Cláusula 6.3 de dicho Contrato.

l. Fue elaborado de conformidad con las bases y criterios establecidos en los artículos 7, 8,fracción 11, y 11, de los Lineamientos y en atención a las Mejores Prácticas de la Industria, entérminos de la Cláusula 12.2 del Contrato.

2. Contiene los requisitos establecidos en los artículos 9, fracción 11, 12, fracción 11, 19, 20, 25 yel Anexo 11 de los Lineamientos.

Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente5S.7.DGDE.0155/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CONTRATO CNH-M4-ÉBANO/20l8 de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

3. Asimismo, se advierte que el Plan de Desarrollo cumple con los requisitos establecidos en el Contrato, en los siguientes términos:

a) Cumple con la Cláusula, 6.2:i. Contempla la totalidad del Área de Desarrollo;

ii. Prevé la utilización de métodos y procesos adecuados para obtener el máximoFactor de Recuperación final de las Reservas de conformidad con las MejoresPrácticas de la Industria;

iii. Cuenta con el programa de aprovechamiento de Gas Natural correspondiente y losmecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, y

iv. Fue elaborado de conformidad con la Normatividad.

b) Cumple con el Anexo 5 respecto del Programa Mínimo de trabajo en el plazoestablecido de dos años.

c) Respecto a la medición y recepción de los Hidrocarburos netos, el Plan cumple con lasCláusulas 13.1, 13.2 y 13.3 del Contrato, en términos del análisis realizado en el apartadoIV, inciso k) del presente Dictamen.

d) En atención a la Cláusula 19.1 del Contrato, el Plan contiene una sección relacionadacon el Abandono, la cual incluye todas las actividades necesarias para el taponamientodefinitivo de pozos, limpieza, retorno a su estado natural, desinstalación de maquinariy equipo, y entrega ordenada y libre de escombros y desperdicios del Área Contractual, --;::r-77todo lo cual deberá realizarse conforme a las Mejores Prácticas de la Industria, alSistema de Administración y la Normativa aplicable. / �

JI� � 76

Con fundamento en el artículo 39 la LORCME, se cumple con:

a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país

En el Plan presentado se establecen actividades encaminadas a la recuperación de

Hidrocarburos contenidos dentro del Área Contractual, a través de las perforaciones e

intervenciones de pozos programadas se identificarán las causas, problemática y riesgos

existentes en el yacimiento y se desarrollará un mejor conocimiento sobre las formaciones

del Área Contractual. Aunado a lo anterior, la propuesta de toma de información técnica

ayudará a tener una adecuada administración del campo y permitirá desarrollar un

conocimiento sólido sobre los yacimientos del Área Contractual, lo cual tendrá como

resultado acelerar el desarrollo del potencial petrolero de dicha área y del país.

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

La estrategia de extracción y el desarrollo de las actividades físicas propuestas en el Plan

por el Contratista consiste en la perforación y terminación de 228 pozos, 25 reparaciones

menores y la construcción de infraestructura e instalaciones contribuyen a elevar los

factores de recuperación, llegando a una producción final acumulada de 64.4 mmb de

aceite y ll.3 mmmpc de gas natural, lo cual equivale a un factor final de recuperación de

aceite de 7.9%, para la vigencia del Área Contractual en 2048.

c) La reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes de la seguridadenergética de la Nación

El Plan propuesto por el Contratista presenta un pronóstico de producción, que respaldala construcción de infraestructura y actividades físicas programadas a la vigencia delContrato, con el objetivo de recuperar un volumen de 64.4 mmb de aceite y ll.3 mmmpcde gas, durante el periodo comprendido entre 2019 - 2048.

d) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de

hidrocarburos en beneficio del país

Las actividades planteadas por el Contratista para llevar a cabo dentro del Área

Contractual durante la ejecución del Plan consisten en la perforación y terminación de

228 pozos, la realización de 25 RME y la construcción de instalaciones para el manejo y

aprovechamiento de los hidrocarburos. Por lo que se determina que la solicitud del Plan

promueve el desarrollo de las actividades de extracción mediante el desarrollo de nueva

infraestructura y la información de los yacimientos permitirá llevar a cabo un buen

esquema de explotación.

e) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de

recuperación, en condiciones económicamente viables

Una vez analizada la información remitida por el Contratista, la Comisión concluye que la

estrategia de explotación que se presenta en el Plan de Desarrollo del Área Contractual

se basa en la administración de yacimientos sustentada en mejores prácticas, aplicación 777

de tecnologías y lecciones aprendidas.

f / 11 Dictamen Técnico del Plan de De�cmllo paca la E>tcacción de Hid,=acbu,� - Contcato CNH-M4-ÉL0/2018

77 �

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Las tecnologías de perforación bajo balance mediante MPD (Managed Pressure Drilling), el empleo de análisis y tecnologías de caracterización geofísica mediante inversión acústica y elástica de la onda sísmica y la integración de registros convencionales a agujero descubierto en concordancia con registros de producción (PLT) y registros especiales de caracterización de fracturas, así como la utilización de infraestructura existente para llevar a cabo las actividades del Plan propuesto, son adecuadas para realizar las actividades de Extracción de Hidrocarburos en los yacimientos del Área Contractual.

Asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la propuesta de Plan de Desarrollo se determina que el proyecto se ejecutará en condiciones económicamente viables.

f) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

El Plan de Desarrollo considera el programa de aprovechamiento de gas conforme a lasDisposiciones Técnicas, en este sentido, se expone que el Operador no puede alcanzaruna MAG del 98 % debido a la baja producción de gas que se tiene asociada por pozo, porla baja calidad y bajo poder calorífico con que cuenta el gas producido en el ÁreaContractual, y la amplia dispersión geográfica entre los pozos y estaciones de recolecciónya que se encuentran distribuidos en toda la superficie, 1,569.2 km2, del Área Contractual.Dado lo anterior, el Operador, conforme al artículo 15 de las Disposiciones, propone unaMAG del 51% la cual se basa en las mejores prácticas identificadas por el mismo,cumpliendo con lo estipulado en el artículo 14 fracción 11 inciso a). Dicha MAG resultatécnicamente viable, dado que, derivado del análisis técnico económico, es el únicoescenario económicamente viable a ejecutar y se mantendrá durante la vigencia delContrato, a través del Autoconsumo, de esta manera se garantiza el aprovechamiento delgas producido en el Área Contractual.

Asimismo, en atención al artículo 13 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas, se propone aprobar la máxima RGA esperada con base en la producción de sus pozos, confirmando el seguimiento y cumplimiento de esta relación según el pronóstico de producción, incluyendo entre otras acciones, reparaciones mayores, así como el estrangulamiento y cierre de los pozos que sobrepasen esta máxima RGA, y de conformidad con los factores de recuperación de Hidrocarburos reportados, de conformidad con lo establecido en los artículos 25 y 27 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas, Tabla 42.

Ébano 448 Tabla 42. Máxima RCA.

(Fuente Comisión con información presentada por el Contratista).

En términos del artículo 4, fracción II y IV, de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas, la forma de aprovechamiento de gas natural asociado propuesta por el Contratistas, la cual es el Autoconsumo, se alinean a las activi

/es de Extraed

�/ contenidas en el Plan.

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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-d.:0/2018

-Comnidn COB MX.,CNH RGND,\c,MEi<ICOGOB MX HIDHOCARBUROSGOB >,;,: � • ..,., ...

Hwlroc.1mutOI

Dicho programa de i:!provechamiento se propone aprobar en términos de las

Disposiciones de aprovechamiento de gas natural asociado, del artículo 39, fracción VII,

de la LORCME, 7, fracción VII y 8 fracción 11, inciso g) de los Lineamientos.

Lo anterior, toda vez que fue estructurado conforme al contenido establecido en el

artículo 11, 13, 14 fracción 11,15, 19, 22 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.

Sin menos cabo a lo anterior, el Contratista deberá continuar con cumplimiento de cada

una de las obligaciones establecidas en las Disposiciones para el aprovechamiento de gas

para dar seguimiento al PAGNA.

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presenta por el Operador DS Servicios Petroleros S.A. de C.V., respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para el Área Contractual Ébano en la solicitud de aprobación de su Plan de Desarrollo, consiste en utilizar Sistemas de Medición Fiscal para el Petróleo y Gas Natural en dos fases; en la primera, para el caso del Petróleo y el Gas, el Contratista manifestó continuar con la medición mediante los Puntos de Medición Provisionales aprobados mediante la resolución CNH.E.44.003/18, durante un periodo estimado de 30 meses, periodo en el cual el Contratista considera la ejecución de obras y puesta en marcha de los Sistemas de Medición en los Puntos de Medición propuestos, además de desarrollarse actividades para el Acuerdo de un Punto de Medición compartido con un Tercero.

Durante la segunda fase, manifestó implementarse infraestructura para mejoras de la medición llevándose a cabo en cuanto se concluyan las obras y cambiando de ubicación los Puntos de Medición propuestos para los líquidos, el primer punto propuesto es la salida de la CAB Cacalilao y el otro Punto ubicado a la Salida de la CAB Tamaulipas. Comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados para la fase I y fase 11, 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

el Contratista, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente

Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

Respecto a las actividades propuestas por el Contratista en el Plan de Desarrollo, se

concluye lo siguiente:

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por el

Contratista para el Plan, en términos de artículo 43 de los LTMMH, del cual se concluye:

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con

los requisitos establecidos en los LTMMH, en particular el contenido referido en

los artículos 9, 19, 21, 22, 23, 25, fracción 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 37, y

42. ¡� Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 /1'! 79

COB�X/CNH RONDASMEXICC CCB MX HIDPOCAPBUAOS.GOB.MX

ii. Se analizó la información proporcionada por el Contratista respecto a la Gestión

y Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para

poder continuar con la implementación de un Sistema de Gestión en base al

programa calendarizado enviado y al contenido integral del artículo 44 de los

LTMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en el artículo

42 de los LTMMH.

iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que

los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo propuesto por el

Contratista.

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 los

Puntos de Medición mediante el Oficio 250.075/2019 de fecha 27 de febrero de

2019, a lo cual mediante Oficio 352-A-042 con fecha del 04 de marzo de 2019, se

respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición

propuestos por el Contratista para el Área Contractual Ébano, manifestando que

esta opinión tiene las siguientes consideraciones, toda vez que el Contratista

prevé dos etapas dentro de la propuesta del Plan, una denominada etapa de

acondicionamiento de infraestructura y otra denominada etapa futura:

7. 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 L TMMH.

3. De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los Lineamientos, que

los hidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las

condiciones de mercado o comerciales, en virtud de las

características de los hidrocarburos extraídos, observando en todo

momento lo indicado en este artículo.

4. De conformidad a lo señalado en las fracciones /, V y VII, del artículo

47 de los LTMMH, 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 II de dichos Lineamientos.

S. Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán

distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se

considera 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 el Contratista, 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 777

Puntos de Medición propuestos.

¡¡ Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 80

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b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de Medición y lo

estipulado en el artículo 46 de los LTMMH, se establece lo siguiente:

a. 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, de Transferencia y Fiscal

la misma se encuentra definida en las figuras 1, 2, 3 y 4 para las Fases I y 11, del

presente dictamen;

b. Se determina que se deberá dar seguimiento puntual a los presupuestos de

estimación de incertidumbre una vez que sean elaborados los correspondientes

a los Sistemas Operacionales, así como los correspondientes a la Fase 11; en

donde para el caso de los Puntos de Medición la Incertidumbre expandida de los

Sistemas de Medición para el Gas Natural no deberá ser mayor al 1% y para el

caso del Petróleo, la incertidumbre de los Sistemas de Medición no deberá ser

mayor al 0.3%. Lo anterior dando 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;

c. Deberá dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición a la

Comisión conforme al artículo 48 de los LTMMH;

d. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los

Mecanismos de Medición, se propone aprobar el programa de los Diagnósticos

Metrológicos presentado por parte del Contratista, en términos del apartado XI

de los LTMMH, de los cuales deberá enviar los resultados entregados por él o los

diagnosticadores que realizan la actividad, así como el programa de atención a

los hallazgos resultante de los diagnósticos;

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área

Contractual Ébano en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, el

Contratista deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el

Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, y

f. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y Condensado

deberá presentarse en los formatos definidos por la CNH, los cuales deberán

entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.

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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018 81

X. Recomendaciones

Adicionalmente, y derivado del análisis técnico realizado a la información presentada por el Contratista se estima necesario realizar las siguientes recomendaciones:

Tomar ventaja de los estudios, experiencia operativa, así como de la vasta historia de producción del Área Contractual Ébano, para evaluar la factibilidad de implementación de procesos de Recuperación Secundaria y Recuperación Mejorada (terciaria) dado el comportamiento del yacimiento, características del fluido, volumen remanente y factor de recuperación a la fecha (6.52% a mayo 2078 respecto al volumen original) con el objetivo de maximizar el factor de recuperación en un futuro Plan de Desarrollo(7.90% al finalizar la vigencia del Contrato). En este sentido, resulta altamente factible la evaluación de la posibilidad de implementar una prueba piloto de inyección de vapor, tal como se realizó en el campo Pánuco.

Cabe mencionar, en el supuesto de que el Contratista decida implementar algún método, de recuperación secundaria o mejorada para la extracción de hidrocarburos del Área Contractual en comento, deberá observar y atender lo dispuesto en los Lineamientos técnicos en materia

de recuperación secundaria y mejorada los cuales fueron publicados en el Diario Oficial de la Federación el 22 de noviembre del 2078. Asimismo, esta Comisión le dará seguimiento al cumplimiento de dichos Lineamientos.

Administrar el ritmo de vaciamiento, así como de las actividades de desarrollo de las formaciones correspondientes al Área Contractual, 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 gasaceite y la disminución de la ventana operativa de aceite, lo cual podría afectar la estrategia de desarrollo a largo plazo.

Dar seguimiento al comportamiento de los pozos que se ven afectados por la irrupción de gas, presentándose así diversos fenómenos tales como el autoabastecimiento y el incremento de la producción de aceite por un periodo limitado de tiempo previo a la irrupción de gas de forma abrupta en estos (engasamiento). por tal motivo, es imperante que el Operador prevea el seguimiento del comportamiento de los pozos mediante el análisis de la producción de aceite y gas, con lo cual podrá identificar el momento oportuno para el cierre de estos en concordancia con la máxima RGA a la cual podrán operar los pozos.

Estrangular y/o cerrar los pozos con alta RGA y hacer las reparaciones de pozos conforme al pronóstico de invasión de gas, determinado mediante el análisis del avance del contacto gasaceite. La máxima RGA deberá ser determinada por pozo, mediante el análisis de curvas de producción, asegurando con esto la maximización de la recuperación de los hidrocarburos. Su actualización, incluyendo sus curvas de comportamiento, deberán reportarse en los Informes Trimestrales.

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 SS.7.DGDE.0755/2078 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CONTRATO CNH-M4-ÉBANO/2078 entregada por el Contratista a la Comisión, durante el proceso de evaluación de 1

Dirección Ge eral de Dictámenes de

Elaboró

Mtra. Bertha Leonor Frías García

Directora General Adjunta Dirección General de Estadística y

Evaluación Económica

Mtra. María A amelia Burgueño Mercado Directora General

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

Revisó

lng. Alan Isa

Director Ge eral Adjunto Dirección General de Dictámenes de

Extracción

lng. Jos A o Fuentes SerranoSubdirector de Área

Dirección General de Medición

lng. Edgar Hernández Rivera Jefe de Departamento

Dirección General de Comercialización de Producción

Revisó

Mtra.

Dirección General de Medición

lng. Samuel Camacho Romero

Director General Adjunto Dirección General de Comercialización de

Producción

Dictámenes de Extracción En suplencia por ausencia del Ti lar de la Unidad Técnica de Extracción con

fundamento en el artículo 49 imer párrafo del Reglamento Interno de la Comisión N cional de Hidrocarburos.

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-M4-ÉBAN0/2018 83

' . ,, ·'• ,•, -�dt-.............

Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y

facultades, en términos de lo establecido en los artículos 19, 29, 31, 318IS 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, del Plan de Desarrollo para la Extracción

de Hidrocarburos del Área Contractual CNH-M4-ÉBAN0/2018.

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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-M4-ÉBANO/2018 84

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Documents

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos · 2019-09-18 · Exploración y Extracción de Hidrocarburos fue firmado el 3 de agosto de 2018, entre