Asignación A-0284-M - Campo Rabasa

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

Pemex Exploración y Producción

Agosto 20'f 9

Comisión Nacional rfp Hidmr;irh1m " i

l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARIO ..................................................................................................... 3

11. CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN ................. 5

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN ......... ................................................................................................................. 6

A) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN ....... 7

8) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN .................................................................................................................................................................................................. 9

C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE H IDROCARBUROS ......................................................................................... 10

D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FÍSICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ...................................................................................................................... 11

E) COMPARATIVO DE LAS ALTERNATIVAS EVALUADAS PARA LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO .............................................................................................................................................................................................. 14

F) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO ....................... 17

G) COMPARATIVO DEL CAMPO RABASA A NIVEL INTERNACIONAL ......................................................................... 18

RECUPERACIÓN SECUNDARIA Y MEJORADA. .................................................................................................................................... 19

H) EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................................................................................................... 21

ANÁLISIS ECONÓMICO ......................................................................................................................................................................................... 21

I) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................. 2S

J) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ........................................................................................................................ 35

K) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................................................................................... 36

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

DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ............................................................................... 36

VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS .......................................................................................... 41

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL ........ ......................................... ......... 42

VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ........................................................................ ." ............................ 42

A} ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS ........ 42

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 ......................................................................................................................................................... 43

C) LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN Y, A PARTIR DE LOS RECURSOS PROSPECTIVOS ......... 43

D) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE

E)

F}

G)

HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PA{S ....................................................................................................................... 43

LA TECNOLOG{A Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES .................................................................. 43

EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................................................................... 43

MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................. 44

l. --------------Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, PEP), por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Aseguramiento Tecnológico, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 5 de enero de 2017. Los datos de la Asignación se muestran en la Tabla l.

Concepto DATOS DE LA ASIGNACIÓN

Nombre A-0284-M- Campo Rabasa

Estado y municipio Agua Dulce, Veracruz

Área de Asignación 96.76 km2

Fecha de modificación de 4 -Febrero-2016 Titulo Vigencia 20 años a partir del 13 de agosto 2014

Tipo de Asignación Extracción de Hidrocarburos

Profundidad para extracción M ioceno Medio-Inferior

Yacimientos y/o Campos Terciario

Colindancias A-0051-M Campo Brillante

Tabla 7.0atos generales de la Asignación (fuente: PEP)

La Asignación A-0284-M Campo Rabasa está ubicada a 7 km de la ciudad de Agua Dulce, Veracruz Figura l.

N • h 1 .... . .. , R

• 1

... , ,

J)Jtl) " '

A.,v ,, 1 •• , ,

........ 1

' Jun

... ..,

15 !km 1

1 .. 00 km 5 0 km 100 km

777

hgu,a 1. Ubkadón de fa As;gnadón A-0284-M - Campa Rabosa. (Fuentes Cam;s;ón Nadanaf de J \ZÍ Hidrocarburos, en adelante referida como Comisión o CNH) ~

Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se muestran en la Tabla 2.

Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices de la Asignación A-0284-M-Campo Rabosa (Fuente: CNH con información de PEP).

Vértice Longitud Latitud

Vértice Longitud Latitud

oeste Norte oeste Norte

l 94º ll' 00" 78° ll ' 30" 19 94° 15' 00" 18º OS' 00"

2 94° ll' 00" 18° ll ' 00" 20 94° 15' 00" 18° 06' 30"

3 94° 10' 30" 78º ll' 00" 21 94• 75• 30" 18° 06' 30"

4 94° 10' 30" 18° 09' 30" 22 94° 15' 30" 18º 07' 30"

5 94° 10' 00" 18º 09' 30" 23 94° 16' 00" 18° 07' 30"

6 94° 10' 00" 18° 08' 30" 24 94° 16' 00" 180 08' 30"

7 94° 09' 30" 18° 08' 30" 25 94° 15' 30" 18° 08' 30"

8 94° 09' 30" 18° 07' 00" 26 94° 15' 30" 18º 09' 00"

9 94° 09' 00" 18° 07' 00" 27 94° 14' 00" 18º 09' 00"

70 94° 09' 00" 18º 06' 00" 28 94° 14' 00" 18° 09' 30"

11 94º 10' 00" 78° 06' 00" 29 94° 13' 30" 78° 09' 30"

12 94" 10' 00" 18° OS' 30" 30 94° 13' 30" 18° 70' 00"

l3 94° 11 ' 30" 18º OS' 30" 31 94° 13' 00" 18° 10' 00"

14 94° 11' 30" 18° OS' 00" 32 94° 13' 00" 18° 10' 30"

15 94° 13' 00" 18° OS' 00" 33 94° 12' 30" 18° 10'30"

16 94° 13' 00" 18° 04' 30 34 94° 12' 30" 18° ll' 00"

17 94° 14' 30" 18° 04' 30" 35 94° 72' 00" 78º ll' 00"

18 94° 14' 30" 18° OS' 00" 36 94° 12' 00" 18° ll' 30"

Cabe señalar que por Resolución CNH.08.004/14 del 14 de agosto de 2014, la Comisión aprobó el Plan de Desarrollo para la Extracción para diversos campos petroleros, entre ellos el asociado a la entonces Asignación A-0284-Campo Rabasa.

En este sentido, con fecha 4 de febrero de 2016, la Secretaría, modificó previa opinión de ~ esta Comisión, el Título de Asignación, emitiendo el nuevo identificado como A-0284-M­Campo Rabasa, e l cual se encuentra vigente.

Asimismo, mediante Resolución CNH.E.54.001/17 del 19 de octubre de 2017, la Comisión aprobó la modificación al Plan de Desarrol lo para la Extracción de la Asignación A-0284-~ M-Campo Rabasa. ~

4

11. Relación Cronológica del proceso de revisión y evaluación de la información

El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del dictamen de la modificación a l Plan de Desarrollo propuesto por PEP, involucró la participación de tres direcciones generales de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción, y la Di rección General de Prospectiva y Evaluación Económica. Además, se consultó a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), quien es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y a la Secretaría de Economía (en adelante, SE). quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Naciona l.

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

resolución respecto del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/24/2079 dictamen Modificación Plan de Desarrollo A-0284-M-Campo Rabasa, de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

Oficio Oficio Oficio Oficio PEP-DG-SAPEP-GCR-1091-2019

' ' J.

PEMEX➔ CNH Presentación de la m odificación

del Plan de Desarro llo

15/04/2019

250.194/2019

1

i

CNH ➔ PEMEX Prevencion por

información faltante

13/05/2019

i CNH ➔ SE

Cumplim iento Contenido

CNH ➔ASEA Sistema de Admin. De

Riesgos

PEP-DG-SAPEP-GCR-1649-2019

' ' • PEMEX➔ CNH

Atención a la Prevención

04/06/2019

250.343.2019

' ' ' •

CNH ➔ PEMEX

Declaración de Suficiencia

28/06/2019

i 1 comparecencia 31/07/2019

1 alcance de inform ación 01/08/2019

1 comparecencia 07/08/2019

1 alcance d e in formación 13/08/2019

CNH

Presentación al Órgano de Gobierno

20/08/2019

Figura 2. Cronología del proceso d e evaluación, d ictamen y resolución. {Fuente: CNH)

5

111. Criterios de evaluación Se verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y cumplieran con lo señalado en el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

La Comisión consideró los principios y criterios previstos en los artículos 7 y 8, facción 11 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), publicados en el DOF el 13 de noviembre de 2015, mismos que han sido modificados por acuerdos publicados en el DOF el 21 de abril de 2016 y el 22 de diciembre de 2017, para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo.

Al respecto, se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, incisos a). b), c). d), e), f), g) y h). 40, fracción 11, inciso a). b) y h) 41, y el Anexo 11 de los Lineamientos.

Cabe señalar, que el presente dictamen se emite en atención a que PEP manifestó expresamente presentar el Plan de Desarrollo para la Extracción de conformidad a lo establecido en el Transitorio Séptimo de los LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, publicados en el DOF el 12 de abril de 2019.

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6, fracción 11, 7, 8 fracción 11 , ll , 20, 40, fracción 11 , incisos a), b) y h) 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan de Desarrollo dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación ya que la vigencia es de 20 años contados a partir del 13 de agosto de 2014.

Las modificaciones propuestas al Plan de Desarrollo cumplen con los requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos, conforme a lo siguiente:

a) Presentó un comparativo entre el Plan aprobado y el proyecto de Plan con las modificaciones propuestas;

b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de la modificación

propuesta, en términos técnicos, económicos y operativos; c) Contiene el sustento documental de la modificación propuesta; d) Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la modificación propuesta; e)

f)

Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan, y Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del Anexo 11

de los Lineamientos.

6

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

a) Características Generales y propiedades de los yacimientos de la Asignación

)69600 370000 37(1.100 370800 37t200 371600 372000 JnAOO 372800 373200 373600 374000 . A _......_ A _,___

i Asignación A-0284-M- Campo Rabasa

1 .&

N ~ !:!

~ §

1$ ~ 1 1

1 )

1 1 1 1 1 i SIMBOLOGIA

1 i ✓ Pozos perforados 1 Área yac1m1ento Mioceno

i Área yac1m1ento Bloque F ' Cl Área yac1m1enlo Bloque G ~

ij t · u• ~ ¡ o 300 600 900 1200 1500m 8 -=• 11111

1

1 120000 .~ 1 369600 370000 370-tOO 370800 371200 371600 3nooo 372400 372800 37)200 373600 374000

Figura 3. Asignación Rabosa, Yacimiento Mioceno, Bloque F y Bloque C

Yacimiento Mioceno El yacimiento Mioceno del campo Rabasa corresponde a sedimentos terrígenos de ~ edad Mioceno, los cuales se caracteriza n por presentarse en zonas inferiores a l e lemento salino y, estructura lmente se hace evidente la intrusión sa lina por medio del fal lamiento de las unidades. Este yacimiento se compone de unidades de f lujo identificadas por medio de la continuidad estratigráfica y la conectividad d e flu idos.

Yacimiento Bloque F El yacimiento Bloque F del campo Rabasa corresponde a sedimentos terrígenos de

{ ~~c. edad Mioceno, los cuales se ca racterizan por presentarse sobre la sal. A pesar de que la

unidad estratig ráfica de este b loque conocida como AM-BF tiene una extensión amplia

1

en todo el campo, el Bloque F es donde se tiene buena impregnación de hidrocarburo y por esta razón se probó en esa área con pozos someros.

Yacimiento Bloque G El yacimiento Bloque G del campo Rabasa comprende al pozo Rabasa 798, el cua l resultó productor de gas desde e l inicio de su producción; sin embargo, forma part e de la arenisca del Bloque F, denominada AM-BF, d istribuida presentando buena continuidad, con una disminución considerable de espesor.

Las principales característic as g enerales geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos y yacimientos, así como el factor de recuperac ió n d e la Asignación A-0284-M -Campo Rabasa se muestran en la Tabla 3.

Características generales Yacimiento Mioceno Yacimiento Yacimiento

Bloque F Bloquee Área (km2

) 3.4 1.7 0.005 Año de descubrimiento 2008 2015 2016

Fecha de inicio de explotación 2008 2015 2016 Profund idad promed io (m) 3400 2200 2500

Pozos1

Número y t ipo de pozos perforados 99 (verticales, 15 (tipo J) l (tipo J)

Asignación direccionales t ipo J y S) Número y tipo de pozos perforados 61 (verticales,

15 (tipo J) l (tipoJ) Campo Rabasa direccionales tipo J y S)

Pozos productores 32 2 o Cerrados 23 13 l

Con posibilidades de explotación 5 2 o Sin posibilidades de explotación 17 11 l

Taponados 6 l o Tipo de sistemas artificiales de

Bombeo Bombeo Neumático/Bombeo Neumático/Bombeo No aplica

producción Hidráulico Jet Hidráulico Jet

Marco Geológico

Era, periodo y época Cenozoico/ Neógeno/ Cenozoico/ Neógeno/ Cenozoico/

Mioceno Mioceno Neógeno/ Mioceno Cuenca Salina del Istmo Salina del Istmo Salina del Istmo

Play Cinco Presidentes Cinco Presidentes Cinco Presidentes Régimen tectónico Distensivo Distensivo Distensivo

Ambiente de d epósito Abanicos Submarinos Abanicos Submarinos Abanicos

Submarinos Litolo9ia almacén Areniscas Areniscas Areniscas

Proeiedades petrofisicas

Mineralogía Arcilla, Qz, Fld, Ca, Arcilla, Qz, Fld, Ca, Qz, Pg, Fld, arcilla,

Dolomita, Pirita Dolomita, Pirita Pirita, Ca, Dolomita Saturaciones (Especificar tipo de

20-30 15-35 25 saturación como inicial, irreductible,

(Sw Inicial) (Sw Inicial) (Sw Inicial) de agua, gas, aceite, etc.)

Porosidad (el>) y tipo 15-18 19-20 19

(lntergranular) (lntergranular) (lntergranular) Permeabilidad (mD) (Especificar tipo como absoluta, vertical, horizontal, 5-126(Absoluta) 5-35(Absoluta) 52 (Absoluta)

etc.) Espesor neto y bruto promedio (m) 10 - 65 / 12 - 75 10 - 26/10 - 36 6.5 / 10

Relación neto/ bruto 0.3 - 0.5 0.3 - 0.9 0.66 Proeiedades de los fluidos

Tipo de hidrocarburos Aceite negro Aceite negro Gas húmedo Densidad API @cy 24-26 23 No aplica

' En total son 115 pozos, 27 Campo el Burro, 1 Campo Faisán, 2 Campo Santa Rosa, 8 Campo Tonalá, 77 Campo Rabasa. Solamente los pozos d e Rabasa son productores d entro de la Asignación. De los 77 perforados en Rabasa, 34 son productores, 36 cerrados y 7 taponados

-

l•~"~•• , • ' , • ' , N.-i,.w'-'I •k•

thJ11• uliun..,

Densidad API @ es 26-29 24 No aplica Viscosidad (cp) @ cy 1.01 No disponible No disponib le Viscosidad (cp) @ es 8.5-17.5 No disponible No d ispon ible

Relación gas - aceite inicial y actual 298/333 117.55/219 No aplica Bo inicial (m3/m3) 1.428 1.274 No aplica Bo actual (m3/m3) l.38 No d isponible No aplica Bg inicial (m3/m3) 0.0047

Calidad y conten id o de azufre Sin Descripción Sin descripción Sin descripción Presión de sat uración o rocío

187-257 212 No d isponib le (kg/cm 2)

Factor de conversión del gas 5.04712 Mpc/bpce 5.04712 Mpc/bpce No aplica Poder calorífico del gas 1173.0487 BTU 1173.0487 BTU No d isponible

Propiedades del yacimiento Temperatura (º C) 90.1-95 No d isponible No disponib le

Presión inicial (kg/cm2) 218-460 218 No d isponib le Presión actual (kg/cm2

) 164-215 130 No d isponible Mecanismos de empuje principal y Hidraúlico/Expansión Expansión roca

No produce secundario roca-fluidos flu idos Extracción

Métodos de recuperación En estudio En estudio No aplica secundaria

Métodos de recuperación mejorada En estudio En estudio No aplica

Gastos actuales 0.92 Mbd/1.l MMpcd 10.38 Mbd/22.2

No produce MMpcd

Gastos máxim os y fec ha de 19.28

4.83 M bd/9.911 M bd /33.43 MM pcd No d isponible observación

m ayo2015 MMpcd junio 2016

Corte de agua 27% 33% No aplica Tabla 3. Características generales de la Asignación

(Fuente: PEP)

b) Motivo y Justificación de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción

El Título de Asignación A -0 284-M-Campo Rabasa, fue adjud icado a Petróleos Mexicanos (en adelante referido como PEMEX o Asignatario) el 13 d e agosto d e 2014; posteriormente el 79 de enero del 2016, PEMEX manifestó estar de acue rdo en continuar con e l proceso d e modificación del Título de Asignación A -0284-M-Campo Rabasa iniciado por la Secretaría de Energía, derivado d e lo anterior fue agregado en el T itulo d e la Asignac ión el Anexo IV referente a la Obligación de c umpl ir con un porcentaje m ínimo d e de Contenido Nacional d entro d e l Título d e la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa.

El motivo d e la Modificación d e l Plan d e Desarrollo para la Extracción (PDE) d e la Asignació n A -0284-M Campo Rabasa se debe al cambió la estrategia de explotación para esta Asignación, d ebido a que en e l año 2018 la actividad físi ca consid erada en el PDE Vig ente, se vio afectada, al presentarse problemas mecánicos durante la pe rforación d e los pozos Rabasa 209 y 271 lo c ual impidió a lcanzar los objetivos propuestos, adem ás en este mismo año se autorizó la modificac ión d e l volumen orig inal, ya que el área en la parte norte d e l Campo Rabasa se inc rementó.

Con base en el artículo 40 fracción 11 inc isos a), b) y h) d e los Lineamientos, e l PDE d e la

Asignación A-0284-M-Campo Rabasa se modifica d ebido a:

• Que hay un cambio e n la estrategia d e extracción d ebido a que el Asignata rio

pro pone mayor actividad resp ecto al Plan Vigente, esto con sist e en 7

perforaciones, 68 Reparaciones Mayores (RMA), 136 Reparacio nes Menores (RM E)

est o a la vigen c ia d el Título d e la Asignación A-0284-M Campo Rabasa.

• Debido al avance en las operaciones, actualización en los volúmenes originales y en la cuantificación de reservas.

• Existe una variación en el monto total de inversión de un incremento del 21.47 %

respecto al total contemplado en el Plan Vigente contra lo erogado más lo contemplado en la modificación propuesta.

Por lo anterior, de acuerdo con el artículo 40 de los Lineamientos, PEMEX requiere de la modificación del PDE del área de Asignación A-0284-M-Campo Rabasa, debido a que existen modificaciones en el alcance del Plan y cambio en la cuantificación de las reservas. La propuesta a la modificación al PDE considera continuar la explotac ión del campo con 7 perforaciones y terminaciones, 69 RMA con y sin equipo y 137 RME, con una inversión de 366.8 MMUSD y un gasto de operación a erogar para el m ismo periodo de 149.5 MMUSD, que permitirá recuperar un volumen de 20.1 mmb de aceite y 36.6 mmmpc de gas a la vigencia de la Asignación y 20.6 MMb de aceite y 37.0 MMMpc de gas al límite económico del Proyecto.

e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

La Asignación tiene una producción acumulada al 1 de enero del año 2019 de 49.4 millones de barriles (MMb} de aceite y 63.9 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas natural; la producción a junio de 2019 es de 10.1 miles de barriles diarios (Mbd) de aceite y 18.6 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas.

Las Reservas lP al 01 de enero de 2019 son de 18 MMb de Aceite y 33.8 MMMpc de gas y se muestran en la siguiente Tabla 4 .

Categoría Volumen original de Factor de recuperación Reservas Producción acumulada

reservas

Aceite Gas 1P,2Po Aceite Gas Aceite Cias PCE Aceite Cias natural MMb MMMPC 3P % % MMb MMMpc MMb MMb MMMpc

179.8 186.5 lP 37.5 52.4 18.0 33.8 247

2019 179.8 186.5 2P 386 53.9 20.1 36.6 273 49.4 63.9

179.8 186.S 3P 38.9 54.1 206 37.0 27.9

179.8 186.S lP 344 43.6 16.7 254 224

2018 179.8 186.S 2P 35.5 4 5.1 18.6 282 24.9 452 559

179.8 186.5 3P 35.8 45.S 19.2 28.9 25.6

1353 141.5 lP 44.0 55.S 19.9 324 272

2017 1353 1415 2P 45.8 58.8 223 37 1 30.7 39.6 46.l

1353 141.5 3P 45.8 58 .8 223 37 1 30.7

Tabla 4. Volumen onginal y Reservas al 07 de enero de 2079 {Fuente: PEP)

A continuación, en la Figura 4 y Figura 5 se pueden observar respectivamente, las 1-,,-¡ Reservas de aceite y gas de los años, 2018 y 2019 para la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa.

~(

Reservas de aceite

■ 2018 ■ 2019

25

20

.o 15 E E 10

5

o 1P 2P 3P

Figura 4. Evolución de las Reservas de Aceite de la Asignación A-0284-M-Campo Rabosa (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

Reservas de gas

40 ■ 2018 ■ 2019

35

g_ 30

E 25 E E 20

15

10

5

o 1P 2P 3P

Figura S. Evolución de las Reservas de Gas Natural de la Asignación A -0284-M-Campo Rabosa (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

d) Comparativo de la actividad física del Plan vigente contra la solicitud de modifica.ción del Plan de Desarrollo

En la Tabla 5 se presenta un comparativo de la actividad física del Plan de Desarrollo Vigente y la actividad física real llevada a cabo por el Asignatario a 2018 y en la Tabla 6 la actividad física propuesta por PEP a realizar en la presente solicitud de Modificación al PDE.

Del análisis de la actividad física ejecutada contra la aprobada en el Plan Vigente, se / 77 advierte que a la fecha PEP realizó 5 perforaciones de las cuales 2 tuvieron problemas mecánicos y 44 RMA en los años 2017 a 2018 dentro de la Asignación. i

v,<­La comparación de avance para el periodo comprendido de 2017-2018 para los costos y actividades físicas, entre lo real ejecutado por el Asignatario y lo contemplado en el Plan l A Vigente para la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa, se muestra en la Tabla 5. * · J

11

Metas físicas 2017 2018 Total

PDE vigente 6 o 6 Perforación (núm.)

Real l 4 5

PDE vigente 6 o 6 Terminación (núm.)

Real o 3 3

PDE vigente 7 Reparaciones Mayores (núm.)

5 12

Real 26 18 44

PDE vigente 45.98 27.58 73.56 Inversión (MMUSD)

Real 32.18 61.47 93.65

PDE vigente 66.79 44.42 lll.22 Gasto de operación (MMUSD)

Real ll.Ol 15.16 26.18 Inversiones a doli,,.,~Zi),:vlq "" P<- a ,, íl ,, R il Plan ,,kd,t, y d~ TC 5 'USO

c,fra• putJden camo,ar DOt reáonas

Tablo S. Comparación de avance entre el Plan vigente2 vs real ejecutado, en la Asignación A-0284-M Campo Rabasa (fuente PEP).

Modificación al PDE (Vigencia de la Asignación) OI o Ñ 1::1 ~ ~ ~ ~ f:¡ CD IQ o 1g N ,., ~ Subtotal Actividad o N N N ,., ,., ,., ,.,

o o o o o o o o o o o o o o 2019-2034 N N N N N N N N N N N N N N N N

Perforación• 7 o o o o o o o o o o o o o o o 7

Terminación 7 o o o o o o o o o o o o o o o 7

Ductos2 14 2 o o o o o o o o o o o o o o 16

Infraestructura o o o o o o o o o o o o o o o o o RMA 21 13 4 3 4 2 5 2 1 5 o 2 1 5 o o 68 RME1 74 7 6 9 4 10 7 1 3 3 6 o 3 1 l 1 136

Plantas Estaciones o o o o o o o o o o o o o o o o o Taponamientos o 3 8 15 8 2 9 8 1 4 1 6 3 2 4 l 75

Modificación al PDE3 (límite económico del Proyecto) Subtotal

Actividad 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2035-2042

Perforación o o o o o o o o o Terminación o o o o o o o o o

Ductos2 o o o o o o o o o Infraestructura o o o o o o o o o

RMA 1 o o o o o o o l RME1 o o o o o o 1 o l

Plantas Estaciones o o o o o o o o o Taponamientos o o o o o l o 1 2 . .

El pozo Rabasa 207 fue considerado ba¡o el amparo del Plan de Desarrollo Vigente 2017. lnlaó sus actividades de acondicionamiento para la perloraaón et 2 de Julio del presente año. derivado que en Petróleos Mexicanos se cuentan con políticas de pago a 180 dlas posteriores a la perforación y terrmnación del pozo: se tienen contempladas la Inversión y producaón para el año 2019, sin embargo los pagos se estarían generando en el año 2020, derivado a que la fecha de terminación estimada es del 02 de septiembre y entrada de producaón 11 de septiembre.

1.Las RME incluyen cambios de aparejo. tomas de Información. registros, estimulaclones. 2 De los 5 duetos programados a construir en 2017. se concluyeron 3 en 2018, quedando pendientes 2

Tablo 6. Propuesto de actividad poro lo Modificación del PDE. {Fuente: CNH con lo información presentado por PEP)

2 Se refiere a la modificación aprobada el 19 octubre de 2017 Resolución CNH.E.54.001/17 3 Actividad propuesta al límite económico del proyecto.

Total 2019-2042

7 7 16 o

69 137 o

77

Sin perjuicio de lo anterior, el Asignatario deberá tomar en consideración que el límite económico del proyecto se encuentra previsto hasta el año 2042, aunque la vigencia de ésta termina en el año 2034, por lo tanto, las actividades (a excepción del Abandono) que se realicen con posterioridad al plazo anteriormente señalado, quedarán sujetas a que PEP, cuente con derechos de Extracción que le permitan continuar con la misma al amparo de una Asignación o Contrato, conforme al artículo 5 de la Ley de Hidrocarburos.

En la Figura 6 y Figura 7 se observa el comparativo de los escenarios del Plan Vigente, producción histórica real y el escenario propuesto en la Modificación del PDE, para aceite y gas.

Aceite Plan vigente

2017-2034 Volumen a recuperar

22.2 [mmb]]

-Nuevo Plan

20

15 Inicio dela

;;-~

~ 10 o a

5

o

Plan Modificado NP [MMB] 2019-2034 (2008-2034)

20.l 69.5

- Qo histórico - Plan V1g (PDE)

Vigencia Asignación

l Limite

Económico

l 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042

Figura 6. Perfiles de producción de aceite. (Fuente: PEP]

Gas Plan vigente Plan Modificado GP [MMMPC]

2017-2034 2019-2034 (2008-2034) Volumen a recuperar

36.9 36.5 100.5 [mmmpc]

~~N uevo Plan - Qg histórico --Plan Vig (PDE) 35

28

u 21 g_ ~

~ Cl 14 Vigencia CI Limite Asignación

Económico

7 I I o 2014 2018 2022 2026 2030 2034 2038 20.1.2

Figura 7. Perfiles de producción de gas. (Fuente: PEP)

O\ o Ñ ~ l:J ~ :Q ID f::¡ CD ~ o ;;¡ N ,., ~ Hidrocarburo 6 N N N N ,., ,., ,., ,.,

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

Producción de 11.9 12.2 8.2 6.1 4.6 3.1 2.3 1.4 1.0 1.1 0 .9 0.7 0.4 0.5 0.5 0 .2 aceite (mbd)

Producción de 21.3 22.1 14.3 10.7 8 .7 6.0 4 .2 25 1.8 2.3 2.0 1.3 0.8 0 .8 0 .6 0.2 gas (mmpcd)

e) Comparativo de las alternativas evaluadas para la modificación del Plan de Desarrollo

Con el objetivo de maximizar el factor de recuperación de Hidrocarburos y rentabilidad del proyecto, optimizar costos operativos e inversión, así como para aprovechar la infraestructura actual y futura, reducir riesgos e incertidumbre involucrados en la estrategia de desarrollo se analizan las posibles estrategias de explotación.

Alternativa 1: Considera extraer la reserva de Hidrocarburos por recuperar POP (probada desarrollada produciendo) y PDNP (probada desarrollada no produciendo). mediante 65 RMA, así como la optimización del sistema artificial de producción (SAP) para el mantenimiento de la producción mediante 129 RME las cuales consistirán en: estimulaciones, conversiones a bombeo neumático (BN), Bombeo Hidráulico tipo Jet (BHJ). optimizaciones y toma de información. Todo ello para recuperar una reserva de 18.0 MMb de aceite y 33.8 MMMpc de gas de las unidades de producción Mioceno con tipo de recuperación Primaria.

Alternativa 2: Se consideran las unidades de producción Mioceno con tipo de recuperación primaria, contempla el desarrollo de pozos direccionales con disparos con pistolas, así como SAP dependiendo el tipo de pozo: BN, BHJ sin fractura y con instalaciones existentes con optimización. Considera toda la reserva 3P, la cual involucra la producción base, además busca incorporar a producción incremental considerando la

-

<•=-~~ '.'. ·, ' ' '. N..,; .. ~1,1'-

th,)r,• ,a,t,u,._.

NP (2019-2034)

20.1

36.S

perforación de 7 pozos (Rabasa 207, 209-A, 277-A, 2079, 220, 222 y 404). contempla 69 RMA que consisten en disparos y redisparos a las areniscas con mejor potencial, así como con equipo. Para el mantenimiento y optimización de la producción base se considera realizar estimulaciones a los pozos con problemas de depósitos orgánicos, la implementación de BN asistido con motocompresor para incrementar la presión disponible de inyección y por otra parte la optimización de los pozos que ya cuentan con BN optimizando el punto de inyección. En total considera 737 RME (considerando toma de información). Todo ello para recuperar una reserva de 20.6 MMb de aceite y 37.0 MMMpc de gas.

Alternativa 3: Se considerar las unidades de producción Mioceno con tipo de recuperación Primaria, contempla el desarrollo de pozos direccionales con disparos con pistolas, así como SAP dependiendo el tipo de pozo: BN, BHJ sin fractura y con instalaciones existentes con optimización. Esta alternativa contempla toda la reserva 3P y el recurso prospectivo asociado al bloque adyacente, en total la perforación de 72 pozos. Para el caso de RMA se contemplan 79 y 737 RME que contemplan conversiones a BN, BHJ, estimulaciones y toma de información. Todo ello para recuperar una reserva de 22.8

MMb de aceite y 39.5 MMMpc de gas.

. . En Tabla 11 1.7.3 se presenta la evaluación económica de las tres alternativas. A pesar de que la alternativa 3 recupera un mayor volumen de Hidrocarburos y presenta los mejores indicadores económicos, no se seleccionó dicho el escenario debido al alto riesgo que presenta la explotación de un bloque adyacente que depende del éxito volumétrico de la propuesta de perforación del Rabasa 404 que daría la oportunidad de ejecutar 5 pozos adicionales.

En cuanto a la alternativa 7, esta presenta indicadores económicos más bajos y la

recuperación d e Hidrocarburos es menor que la alternativa 2. Considerando el riesgo técnico y los indicadores económicos se selecciona a la alternativa 2 como la ganadora; ofrece un VPN después de impuestos de 707.7 MM USO, además de incorporar 20.6 MMb

de aceite y 37.0 MMMpc de gas, con una inversión de 366.8 MM USO y gasto de operación de 749.5 MM USO, con un VPNNPI después de impuestos de 0 .4.

Características Alternativa 1 Alternativa 24

Alternativa 3 seleccionada

Metas Físicas (Número)

Terminación de Pozos de o 7 12 Desarrollo

Intervenciones Mayores a Pozos 65 69 79

Reparaciones menores 129 137 137

Duetos 6 16 18

Producción ~ Aceite (MMb) 18 .0 20.6 22.8

777 Gas (MMMpc) 33.8 37.0 39.5

Castos de operación (MMUSD) 133.5 149.5 163.0

-t 4 Escenario al límite económico del proyecto 2042, difiere de la vigencia de la asignación porque ¼ incluye l RMA, l RM E y 2 Taponamientos

'

- ,-.. -~ • ' , • , 1 N.c11.n.&I ,tr

lhduoc,11b,1t••

Inversiones (MMUSD) 337.8 366.8 386.8

Indicadores económicos

VPN Al (MMUSD} 688.5 792.4 849.2

VPN DI (MMUSD} 88.0 107.7 117.9

VPI (MMUSD) 272.0 300.l 316.l

VPN/VPI Al (MMUSD 2.5 2.6 2.7

VPN/VPI DI (MMUSD) 0.3 0 .4 0.4

Tabla 7. Resumen de las alternativas propuestas para la extracción (Fuente: PEP}

Alternativas de Desarrollo

-Alternativa 1 (Mbd) [ Alternativa 2 (Mbd) seleccionada - Alternativa 3 (Mbd)

14

12

10

] E 8 ci CJ

6

4

2

o 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045

Figura B. Pronóstico de las alternativas propuestas por PEP

Pronóstico de aceite Plan

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Alternativa 1 111 10.3 70 52 40 2.7 21 13 0.9 09 0.7 06 0.4

(Mbd)

Alternativa 2 119 12.2 8.2 6.1 46 31 23 1.4 1.0 1.1 0.9 0.7 04

(Mbd)

~ Alternativa 3 11.9 12.2 8 .9 6.5 4 .9 3.3 25 16 1.1 12 14 0 .9 14

(Mbd)

Pronóstico de aceite Plan

2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 Total (MMb)

Alternativa 1 0.4 03 0.2 0.3 0.3 0.2 0.2 0 .1 0.1 0.1 o.o 180

(Mbd)

Alternativa 2 05 0.5 0.2 0 .3 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 01 00 206

77 (Mbd)

7

Alternativa 3 1.3 1.0 0.6 04 0.3 0.2 02 0 .1 01 01 00 22.8 ·l (Mbd)

"Las cifras pueden variar por redondeo

~~

Adicional a la actividad planteada por el Asignatario manifiesta que tomará información como se menciona a continuación:

Pozo Estudio/ Análisis Alcances

Loe. Rabasa-209A VSP Definir la continuidad de los reflectores a nivel de los yacimientos para la zona Norte del Campo Rabasa, reduciendo la incertidumbre de las localizaciones propuestas de la zona. Así como la definición de la base de la sal.

Loe. Rabasa 404 PVT Determinar las propiedades de los fluidos del área a desarrollar para disminuir la incertidumbre del análisis integral de los yacimientos.

Registro Objetivo

Registro de Presión de Determinar la presión de fondo fluyendo, el perfil de gradiente fluyente

Fondo Fluyendo (RPFF) en los pozos y actualizar el modelo de análisis nodal para el diagnóstico y pronóstico de la producción.

Determinar la presión estática del yacimiento productor, el perfil de Registro de Presión de gradientes estático en los pozos, actualizar la historia de presión del Fondo Cerrado (RPFC) yacimiento, actualizar el modelo de análisis nodal para el diagnóstico y

pronóstico de la producción.

Registro Presión - Determinar gradientes de presión fluyentes, identificar vá lvulas de BN

Temperatura operantes y determinar transición de nivel de fluidos.

Ecómetro Determinar contactos de niveles estáticos de fluidos.

Obtener perfiles de gradientes de presión fluyente, identificar el aporte

Registro PLT discretizado de la producción (2 o más yacimientos explotados simultáneamente), determinar flujo detrás de la TR.

Tabla 8. Toma de información (Fuente: PEP)

f) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

Bajo la metodología del gasto inverso (Thomas Blasingame, Valentina Bondar, J.C Palacio), se graficó {l/qo) contra (Np/qo) de la producción de la Asignación Rabasa, en la curva obtenida se observan inflexiones que representan un cambio de estrateg ia en el desarrollo del yacimiento.

Este análisis sirve para calcular la recuperac1on final estimada que podría tener la 7 7? Asignación, es importante mencionar que en este balance de materia no se toma en cuenta el límite económico del proyecto, ya que el cálculo se realiza a través de la -J__ pendiente de la ecuación de la curva en la gráfica (Figura 9 y Tabla 9). ~

0.010000

0001000

o g

0000100

0000010

Gasto inverso

10

•••• • • •• •• y lE-08, ~ 3E. 05

• ._ R' 0CJ&3q

100

NP/Qo

" s. .. ,~

1000

Figura 9. Análisis de Casto inverso (Fuente: CNH)

Asignación Rabasa Cálculo CNH5 PEMEX Recuperación final

100 70 estimada {MMb) total

Tablo 9. Recuperación final estimada cálculo CNH.

10000

g) Comparativo del Campo Rabasa a nivel internacional

Con el objeto de poder comparar e l desempeño de la Asignación Rabasa y las tecnologías aplicables, se buscaron campos que, por sus características, petrofísicas, litología e Hidrocarburos producidos, pudieran servi r como campos análogos, en la Tabla 10 se muestran los parámetros utilizados para la selección de los campos análogos, así como sus respectivas particularidades.

Criterios utilizados Gangdong Gasikule Yangerzhuang

Tipo de fluido Productor de 20°-30 ºAPI 25ºAPI 32° API 22ºAPI

Aceite

Ubicación Terrestre Terrestre Terrestre Terrestre

Porosidad 15-30% 30 14 30

Litología Terrígenos Terrígenos Terrígenos Terrígenos

Viscosidad CP 5-20 6.5 6.8 15.7

Sw inicial % 15-40 35 35 37

5 No considera el límite económico, es estimada a través de la pendiente de la tendencia final de la curva.

v

~ 777

~(

Edad Mioceno Mioceno Mioceno Mioceno

Inyección de Inyección de agua, EOR lny. agua, EOR lny.

Primaria, Bacterias, Bacterias Bombeo simulación de simulación de

Hidráulico, yacimientos, yacimientos, Inyección de agua,

Tecnología bombeo Registros de Registros de empleada neumático, producción, pozos producción, pozos

pozos horizontales,

Registros de horizontales, horizontales, bombeo mecánico

producción, fractura miento fractura miento estimulaciones hidráulico, hidráulico,

estimulación estimulación ácida ácida

Tabla 70. Criterios de selección para los campos Análogos (Fuente: CNH)

Así mismo, esta Comisión realizó un comparativo, de los factores de recuperación de

aceite de los campos análogos anteriores y los resultados se muestran en la Figura 10.

% Factor de recuperación 42

39 37

29

Rabasa Gangdong Gasikule Yangerzhuang

Figura 70. Comparativo de factores de recuperación para campos con características similares a Rabosa (Fuente: CNH}

De la gráfica anterior se entiende que el factor de recuperación del campo Rabasa se encuentra en el rango de los factores de recuperación de los campos análogos.

De la información analizada, se observa que otros operadores han utilizado la inyección de agua como un factor clave para el éxito de sus proyectos, la perforación de pozos horizontales, la toma de información y las estimulaciones a pozos, todo con el objetivo de incrementar el factor de recuperación final.

Recuperación Secundaria y Mejorada

En la Tabla 11 se puede observar los diferentes parámetros que definen, que procesos de recuperación son más factibles en función de las características del yacimiento.

-

<·•"-~ , ' • 1'1,;..c .. ..-ul ,¡,,

l l-.6111( .1,buh111,

777

\

Arena-Yac

Mioceno

Proceso Factibilidad Características del Tamaño de la Tipo de Limitaciones Aplicable Técnica Yacimiento Ooortunidad Aceite

Arenisca, VOA (122.lMM Requiere un p lan de

Inyección de Técnicamente Bis). Prof Prom 8 < 13 % < 25 24° API

monitoreo eficiente y Agua Fact ible

(3300m), nuevas insta laciones y pozos

Inyección de Técnicamente Buena porosidad y 5< 7 % < 12 24° API Disponib ilidad de Gas WAG Factible permeabilidad

Mecanismos Inyección de Técnicamente

combinados de gas en 4 < 16 % < 20 24 ° API Fuente de CO2 •

CO2 Factible sol y compresib il idad Nuevas instalaciones

Inyección de Técnicamente Arenisca, bajo Gas natural

factible buzamiento, Campo 3 < 15 % < 20 24 º API Disponib ilidad de Gas

(Miscible) capas estratificadas

*Esta fuente se encuentra actualmente disponible de una fuente antropogénico del Complejo Petroquímico Cosoleacaque.

Tabla 77. Jerarquización de Procesos de producción incremental de la Asignación A-0284-M-Campo Rabosa

El proceso de recuperación secundaria es una tecnología madura que se ha aplicado en otros campos del Activo Integral de Producción BS04, y la fuente de suministro de agua

puede obtenerse de acuíferos someros de la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa.

No se considera la inyección de otros fluidos como gas natural o N2 por no disponer de estos fluidos en el área, así como también por los altos costos. Al contar con yacimientos de areniscas el agua de inyección irrumpe en tiempos controlados con bajos porcentajes de flujo fracciona! (fw); así también, al contar con aceites ligeros, el N2 y el gas inyectado captura los Hidrocarburos ligeros contenidos en el yacimiento, incrementando su densidad y viscosidad; además que el N2 se canaliza rápidamente hacia los pozos

productores.

Actualmente se trabaja en la definición de los patrones de inyección a implementar o determinar si la inyección periférica es la óptima, y elaborar los pronósticos de producción.

La Asignación A-0284-M - Campo Rabasa no cuenta con un programa de recuperación secundaria y/o mejorada en ejecución. PEMEX a través de la Coordinación Tecnológica de Recuperación Secundaria y Mejorada de la Subdirección de Especialidad Técnica de Explotación, está documentando el potencial de todas las áreas y campos asignados, para lo cual tiene fechas y compromisos establecidos para su cumplimiento en los "Lineamientos de Técnicos en Materia de Recuperación Secundaria y Mejorada" publicados por la Comisión el 22 de noviembre de 2018 en el DOF.

Asignación A-0284-2M-Campo Rabasa serán entregados en el reporte general materia de "Recuperación Secundaria y Mejorada" que entregue PEMEX a la Comisión.

1 - ··~"-·'

, •., , • , , N.,c."wt.,I ,Ji tt,Ju,c-,11bun,i

Madurez de la Tecnología

Madura

Madura

Madura

Madura

, \

h) Evaluación Económica Análisis Económico6

La opinión económica de la Solicitud de Modificación al PDE para la Extracción de la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa, considera los siguientes conceptos:

a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud de Modificación al PDE;

b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de Modificación al PDE;

c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de modificación;

d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de Modificación al PDE, y

e) Opinión

a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud de Modificación

al PDE

El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2034, es decir a la Vigencia de la Asignación.

El Plan de Desarrollo Vigente de la Asignación considera para el periodo 2077-2034 una inversión tota l de 522.20 millones de dólares: 297.06 millones de ellos en Inversión y los restantes 225.14 en gasto operativo.

El Asignatario erogó en el periodo 2077 a 2078 un total de 122.94 millones de dólares, 96.06 de inversiones y 26.88 de gasto operativo7.

Aunado a lo anterior, se tiene que el Asignatario propone erogar un monto de 511.38 millones de dólares a 2034: 146.46 millones de dólares de gasto operativo y 364.92 millones de dólares de inversión, éste último monto, considera la totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto.

Lo anterior, como se muestra en la siguiente figura 11, significa un incremento del 21 .47%, respecto de lo originalmente propuesto en el Plan Vigente.

' T od~ los m oa,~ seó al ad~ en =a opi món se p,es,n,an en dóla,,s a ma,,o de 20'9. los pesos e n cada caso se con,ienen r 7"7 / 1 dolares d e esa fecha, y posteriorm ent e se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo anterior. para poder realizar los comparat ivos correspond ientes. 7 De conformidad con la inform ación presentad a a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales

Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Vigente vs. Modificación

(millones de dólares)

-­~------<- ----=--~

522.20

1ncref'l'lento

1147o/~ ----634.32

Propuesto 511.38*

Realizado 122.94

Vigente Realizado + Propuesto

·considera el pozo Rabasa-207

Figura 77. Comparativo de inversiones totales y gastos operativos del Plan vigente respecto a la Modificación al POE (millones de dólares) (Fuente: Comisión con la

información presentada por PEP)

Así, la solicitud de Modificación al PDE actualiza lo dispuesto en el artículo 40, fracción 11, inciso h) de los Lineamientos.

b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de Modificación al PDE

En esta sección se considera un horizonte de tiempo a 2034, es decir, a la vigencia de la Asignación.

En la solicitud de Modificación al PDE, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2019 con una inversión de 364.92 millones de dólares y 146.46 millones de dólares de gasto operativo.

El Programa de Inversiones de la Solicitud de Modificación al PDE presentado por el Asignatario, desglosado por Actividad y Sub-actividad Petroleras se presenta a continuación, esto de conformidad con lo establecido en los "Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos;" de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamientos de Hacienda) publicados en el DOF el 6 de marzo de 2015 y reformados el 6 de julio de 2015 y 28 de noviembre de 2016.

r Abandono / 1%

Figura 72. Distribución del Programa de Inversiones por Actividad Petrolera$ 577.38 millones de dólares.

(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

Total Actividad Sub-Act1v1dad (m illones de

dolares) General • 22.44

Desarrollo Construcción Instalaciones 14.26 Perforación de Pozos b 26.27 Operación de Instalaciones 92.89 Intervención de Pozos 39.05 General e 259.57

Producción Seguridad, Salud y Medio Ambiente 10.46 Construcción Instalaciones 37.95 Otras Ingenierías 3.16 Ingeniería de Yacimientos 0 .32 Duetos 1.12

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones 3.89 Total del Proqrama de Inversiones 511.38

Otros Egresos d 4.82 Total gastos Plan de Desarrollo 516.20

Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.

a. Considero un monto por 7.25 MM USO de inversión y 15.20 MM USO de gasto operativo.

b. Considero un monto por 4.5 MMUSD correspondientes al pozo Rabaso-207, el cual está considerado como actividad e inversión en el Plan Vigente.

c. Considero un monto por 128.30 MM USO de inversión y 131.27 MMUSD de gasto operativo.

d. Se refiere a las erogaciones por concepto de manejo de la producción y mantenimiento en las instalaciones fuera de la Asignación

Tabla 12. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (millones de dólares)

e) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en

la Solicitud de modificación ~l-

..!J

Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente con las actividades propuestas y estuviera presentada de conformidad con lo establecido en los Lineamientos de Hacienda.

d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de

Desarrollo

En este apartado, se presentan los indicadores económicos obtenidos del análisis de la Comisión, a partir de los perfiles de costos, producción y tipo de cambio propuestos por el Asignatario.

La evaluación económica se efectuó considerando las siguientes premisas:

Premisas• Valor Unidades Producción de aceite 20.12 mmb Producción de gas ª 37.89 mmmpc Precio del aceite {Promedio) 61.76 USD/b Precio del gas b 3 .03 USD/mmBTU Inversiones 364.92 mmUSD Gasto operativo e 146.46 mmUSD Otros egresos d 4.81 mmUSD Otros ingresos e 33.39 mmUSD Tasa de descuento 10 % Tipo de cambio 20.5 MXN/USD

• El ejercicio de evaluación económica no considera eventuales ingresos y/o egresos por manejo de producción dentro y/o fuera del Campo no cuantificados al momento de elaborar el proyecto.

a. Gas producido, más gas adicional, menos gas de autoconsumo, y gas no aprovechado. b. Índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para

la Región VI (donde se ubica el Campo Rabasa) en junio de 2019 en dólares por millón de BTU. c . Considera un monto por 37.16 m illones de dólares asociados al concepto "Reserva laboral" y 11.46

millones de dólares asociados al concepto "Compras de gas" los cuales, fueron considerados como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica.

d. Monto que Pemex especifica se refiere a erogaciones por concepto de mantenimiento y abandono de infraestructura por la cual se maneja la producción del campo Rabasa. En tal virtud, éste se consideró como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica.

e. Monto que Pemex especifica se refiere a los ingresos por concepto de manejo de la producción d e otras Asignaciones en instalaciones de la Asignación

Tablo 13. Premisos considerados o/ reo/izar lo evaluación económico

Los resultados del ejercicio de evaluación económica que se obtienen considerando las variables descritas, se muestran a continuación:

Antes de Impuestos Después de Impuesto~ Unidad

VPN 722.378 19.44 mmUSD VPI 284.25 mm USD VPNNPI 2.54 0 .07 Adimensional TIR Indeterminada 43 %

•El Asignatario también presenta indicadores económicos positivos en el eJercicio de evoluoc,ón económico

Tablo 74. Indicadores de Evaluación Económico

8 En la evaluación económica realizada por la Comisión al límite económico, es decir, al año 2043 resulta ~

VPN de 731.21 millones de dólares antes de impuestos y 18.54 millones de dólares después de impuestos.un (

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a) Opinión

A partir del análisis correspondiente a la evaluación económica, se observa que de las estimaciones propuestas deriva un proyecto rentable y económicamente viable, considerando lo establecido en los Títulos Tercero y Cuarto de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, en cuanto al régimen fiscal aplicable; como sin considerarlo.

i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

La Asignación A-0284-M-Campo Rabasa ubicada a 7 km al oeste franco, de la Ciudad de Agua Dulce, Veracruz y a 25.4 km al sureste (SE) de la Ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz colinda al noroeste con la Asignación A-0051-M-Campo Brillante. La extensión de la Asignación Rabasa cubre una superficie aproximada de 96.76 kilómetros cuadrados.

La Asignación A-0284-M-Campo Rabasa se compone de 115 pozos perforados de los cuales 27 pertenecen al campo El Burro que produjo en la formación Encanto, l pozo del campo Faisán pozo improductivo, 2 pozos Santa Rosa, formación Encanto, 8 pozos del campo Tonalá, formación Encanto y 77 pozos del Campo Rabasa, productores en formación Mioceno.

A diciembre de 2018 se tienen 34 pozos productores, de estos 7 son fluyentes, 6 con SAP de BN convencional, 17 con BN con Motocompresor y 4 con sistema BHJ. Los pozos están distribuidos en 8 macroperas de donde son recolectados en la batería de separación Rabasa Figura 13.

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SIMSOI.C>GlA

• Poz.o Productor a, Pozo 1n Perforación

o Pozo ffl Programa a, PozoC.rndo

Pozo lnyec1o.-

- En opentdón ........ En programe

Figura 13. Diagrama General del manejo de los hidrocarburos de la Asignación A-0284-M- Campo Rabasa. Fuente PEP

La Batería de Separación y Compresoras Rabasa (incluyendo el área de Módulo de Separación). recibe la producción de los campos Rabasa y Brillante, la cual asciende a una producción de aceite bruto de 16,566 bpd; aceite neto de 11,629 bpd; con 29.8 % de agua; 23.0l mmpcd de gas producido; 26.35 mmpcd de gas para inyección en el SAP de BN, dando un total de gas manejado de 49.36 mmpcd, de acuerdo el reporte de producción mensual del mes de diciembre de 2018.

La función principal de las instalaciones de la Asignación A-0284-M - Campo Rabasa es recibir y separar un promedio aproximado de 16.6 Mbd brutos de aceite crudo de 26.3 ºAPI y 50 MMpcd de gas (23.01 MMpcd de gas natural asociado y 26.35 MMpcd de gas adicional inyectado como BN a pozos), proveniente de los pozos productores de los Campos Rabasa y Brillante, de esta producción 91 % es del campo Rabasa y 9 % de campo Brillante.

El crudo pasa a una etapa de separac1on y después es enviado hacia tanques de almacenamiento o torre boots para su estabilización, y posteriormente se bombea para su envío a la Planta Deshidratadora La Venta (PDLV). El transporte de la producción de aceite bruto de la Batería Rabasa se efectúa por dos oleoductos de 8" con origen en Batería Rabasa y destino trampa de recibo en Saladino, posteriormente se interconecta con un oleoducto de 12"0 con origen en las trampas de envío de Saladino y destino Planta Deshidratadora La Venta.

Cabe hacer mención que el oleoducto que transporta la producción de la Batería Rabasa se mezcla con corrientes de crudo de otras Asignaciones como Los Soldados, Laca mango, Cuichapa y Blasillo, ya que se comparte el oleoducto de 12"0 Saladino - Planta Deshidratadora La Venta. Después del proceso de deshidratación y desalado, cumpliendo con los parámetros de venta, se bombea hacia e l Centro Comercializador de Crudo Palomas (CCC Palomas), previa medición de transferencia de custodia.

Por otra parte, el gas separado en la batería Rabasa, pasa por una etapa de rectificación (recuperación de líquidos) y fluye a succión de compresores para elevar la presión, en la descarga de compresoras, 40% aproximadamente se usa en la red de BN para los pozos de Rabasa con este sistema artificial y el resto se envía al Complejo Procesador de Gas La Venta (60% aproximadamente), donde se une con otras corrientes de gas de otras Asignaciones para su envío a venta a Pemex Transformación Industrial.

Actualmente, las instalaciones de producción de la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa se comparten con la Asignación Brillante, Asignación perteneciente al mismo operador.

Para una etapa futura con la integración en el 2020 de las Asignaciones Cahua y Octli, en la Batería de Separación Rabasa se llevará a cabo la rehabilitación de los sistemas de medición de Gas de los Separadores Verticales Bifásicos de Prueba de Baja Presión FA-110 y FA-lll, y los Rectificadores Verticales de Baja Presión RVG-2 y FA-120 los cuales cuentan con medidores tipo V-Cone, aunado a esto se presentó un programa de rehabilitación. Cabe mencionar que se llevará a cabo la rehabilitación de los sistemas de medición de los tanques TV-101 (20,000 bis) y TM-100 (3,000 bis), también está programada la construcción de un tanque vertical (TV-102) de 10,000 bis para incrementar la capacidad de almacenamiento de Batería de Separación Rabasa.

Derivado de la solicitud de Plan de Desarrollo de la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 28 42, 43 y 44, de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH), la Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción llevo a cabo el análisis y revisión

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de la información presentada por el Asignatario, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se identifica la siguiente propuesta evaluada (Figura 14 y Figura 15):

Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Petróleo, PEP manifiesta que, una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición del Centro Comercializador de Crudo {CCC} Palomas mediante los sistemas PA-100, PA-200, PA-300 y PA-1700, y son asignados mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

Brillante

1 Rabasa 1

,_ -

Cahua, Octli, Tetl

Estación de Medición de Crudo PD

CPG La Venta La Venta ----------MDS-APCP-BSRAB·MM-1

TM-100 - -Batería de Separación

Rebasa

Los Soldados Blasillo

Laca mango

Cuichapa

MRA· APCP· PDLV-OS MTCA·APCP·PDLV-1 MTCA-APCP-PDLV-2

e.e.e. Palomas

Medición Operacional

Medición de Transferencia

Medición de Referencia

Medición Fiscal

Figura 14 .- Ubicación Puntos de Medición Actual de la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa para petróleo. Fuente. Asignatario.

Medición de Condensado

Para la medición de condensados PEP presentó que el análisis cromatográfico no es tomado en un punto más cercano a la Asignación Rabasa toda vez que se considera poco representativo pues se encuentran en una corriente multifásica (gas-aceite-agua), por lo que se ratifica que, derivado de la filosofía e infraestructura, la Estación de Compresión La Venta es la ubicación para la determinación del volumen del condensado donde se encuentra en una sola fase la corriente de gas de la Asignación Rabasa, la determinación se realizará de manera teórica bajo el sustento de la norma API MPMS 14.5 (en tanto no exista normatividad que la sustituya) en la descarga de las Estación de Compresión La Venta, para lo cual se utilizará como insumo los resultados de los análisis de cromatografía de este punto de muestreo y el volumen de gas cuantificado por los sistemas de medición instalados en esta ubicación.

Medición Gas Natural

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Gas PEP manifiesta que, una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado al Punto de Medición Complejo Procesador de Gas La Venta MTCG-APCP-CPGLV-PO-2015 donde se medirá de manera directa y su ca lidad se determinará a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los LTMMH, y son asignados mediante la metodología de prorrateo en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

Brillante

Cahua; Octli ,Tetl

Estación de Compresión Rabasa

Estación de Medicion de Gas

CPG La Venta CPG La Venta

Rabasa (

,_ -MRG-APCP-BRAS.PO-04 MRG-APCP-ECRB-01

MDS-APCP-BSRAB-MM-1 MTC·APCP·ECRB-02

Batería de Separación Rabasa

SMRG Corriente Culchapa-Blaslllo-57

APCP·CPGLV·PO-2015 I

Blasillo Los Soldados

Medición Operacional

Medición de Transferencia

Medición de Referencia

Medición Fiscal

Figura 15.- Ubicación Puntos de Medición de Asignación A-0284-M Campo Rabasa para Gas. Fuente Asignatario.

Medición de agua

El agua obtenida del Campo A-0284-M-Campo Rabasa es medida en la Planta Deshidratadora La Venta midiéndola de la siguiente manera:

• Diariamente al corte de las 05:00 hrs. se determinan los niveles de agua y aceite en todos los tanques atmosféricos, por consiguiente, se determina el volumen

correspondiente de cada una de las fases.

•

•

En los tanques donde se cuenta con infraestructura para drenar el agua residual, se procede a enviar este fluido a pozos inyectores destinados para tal efecto (pozo

inyector).

En lo que se refiere a la disposición del agua congénita producto de la deshidratación se efectúa la reinyección en pozos de la Asignación Cinco Presidentes. El agua congénita proveniente de los tanques deshidratadores de crudo (TV-1304-C/E) de 80,000 bis e/u es enviada hacia el tanque desnatador de

777

agua congénita (TV-1034-F) de 80,000 bis para llevar a cabo el proceso de eliminación del aceite que aún pudiera contener esta corriente; el aceite separado es descargado hacia el cárcamo ubicado en el área de la presa API No. l dentro de la Planta Deshidratadora La Venta, mientras que el agua es enviada hacia las

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28

bombas de agua congénita (1244-F/G) para bombearla hacia la Planta de Inyección de Agua Cinco Presidentes que se ubica en la Asignación del mismo nombre, se transporta por un salinoducto de 14"0 x 14 km con un presión de 14

kg/cm2 después es reinyectada mediante un proceso de rebombeo con una presión promedio de 76 kg/cm2 en los pozos Cinco Presidentes 19, 73T, 73C, 74C, 740, 74T, 176 y 94.

• Para la cuantificación del volumen de agua, se envía a la PIA Cinco Presidentes y se realiza una medición inicial y final en el tanque TV-13O4-F.

La determinación de aceite y agua en tanques atmosféricos se realiza siguiendo los pasos del Procedimiento para Medir Nivel de Líquidos en un Tanque de Almacenamiento en los Activos de Producción Campos Terrestres (anexo al PDE).

a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos

Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición para la Asignación A-O284-M Campo Rabasa se llevó a cabo la siguiente evaluación (Figura 16 y Figura 17):

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29

Datos Genenriles:

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-Procedimientos:

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....ntenl-'eNU. c:aUb,-.jdn.-,fflc::aoona. --~•-.h;te-dl,~nde dkulo dft ~e. CDnftmYOdn

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Figura 16.- Evaluación de los Mecanismos de Medición (parte l) .

30

El Asignatan'o comento que Durante el año 2019, se

Programad• reallrarin ver1f1cxlones metrológlc.M Internas, por u •t rracaonx1

d1,gn6<ticos Cumpl1m1ento il itrtlculo S8 SI SI parte de personil de laSubdJrecoón de Producoon S1nobs,rvao:ón

Bloquu Sur y se presenta un program¡_ Ademas de • ...., P~• d• ArtJ,tdad.,..,.. •I o.,.nosttm d•

Se tendran que 1ndu1r cerufiados, reamoam1entos, ev,denaas que

demue.uran que l,s compettnoas En la lnfonnx,ón Pfesentada se 1dentJfic.1 que los

son acordu con los sistemas de Se presento un progra~ Pn,gr¡ma dt apaotadon al med1oón 1nnalados oa Instalar personal involucrado en la medición de hidrocarburos

conoam1entos son básicos pero acorde i la 14 42, frilCDon XII Competenaas 1ecn1c¡s

Adidon,lm•nt• u d•be fnduir •I s, SI

Por p¡rte del operador, 1nduyendo il Responsible medldón. por lo que el contratista prtsent1 un

org,,,gram, y C'/ , d•I personal Olio~ pro1r.tma de apxu:aaon para la me1ora de los . 1nvolumdo en la med1don, as/ como

conoomlentos en metrologra

el prografflil CDfT!spondlente a capaataaon

Se Pf!Sentó un Program.a dt lmplemenoo6n y

lndltodores d• Cumphm1ento a lo dispuesto en los obtenaon de resWlJdos de lnd1adores de desvnpeño

Sf:r¡ 1mponante dar un seguimiento puntual a los 15 4¡ fracoon XIII ,n,culos 10, 26, 17, ll, l'l, JO, JJ. 32 y s, Si en puntos de med1dón de Kelte y gas de

desempeM !l transfertnd.i, presentando umbten los r!Sultados

lndJcidOl'es de desempei\o mediante supervf~ó11

obtenidos de l.i apf!Qdón di! los md1cadores de

Cumphm,•nto ill ,mculo9 Sera nec.rsano dar se¡ulm1l!nroa las aaJYldadu

16 42. fr.1coon IV Responsable ofioill 1nduyendo sus ditOS gener.llti como

Si SI EJ Aslgnatano prtsentd lo.s datos de un Responsable de capaaoodn p¡r¡ wbs¡nar l!I requenm1tnto

es ti pu!sto que O<liPI en la emprtsa Of1aal de los Mec.nlsmos de Mtd1oon de los conoam1entos bastan en murologia de y sus datos de tonticto n,drocarburos

En •I Punto d• ~d,oon y •n l, Oe acuerdo a tos d1agr-¡m¡s presentados no se observa

mtd1oon de transferenoil "º podl"Jn 17 17 De las denvaaones

lnslatarse denvaoones de tubena SI s, runguna delivaa6n dentro del are a de los s,stemiS de Esto debera ser venficado en slUo--

Yenflc.a, e11 dl¡¡gramas medlaón

Pm•ni,r 1, dmnpdon de Jo, EJ Assgnatano presento que Actualmente se wenta con sistemas teltmetrlc:os con que se TelemetnJ en los Puntos de MedJoon que se

18 19. fracoon 111 T•femetno wen1en o b,en los programas de s, SI encuentran en f• C.C.t P~om¡¡, CPG u V•ni., P""' S1n observadon xt.1Vtdades a realllat pm contar con rumpllrcon lo estipulado en el ArtJCUlo 19de los

•llos LTMt.tl El Ope.rodor P•troloro d•bera

goranti!M qu• fa tof1dad d• /01 Oe acuerdo a la 1nfo,m¡oón presentida y lo Esto podrá ser venf!cado mediante los reportes

19 19, fracoon IV C.hdad Hidrocarburos se pu edil determinar

SI s, manifestado Porel ¡s1gn.atano U! dará cumplimiento a que acompillen a la entrega de los volumenes

en el Punto de Medladn1 en los los parametros de CJhdad estableados en los LTf-M-1

ttflnlnos de lo estableado en el med!ante sistemas de ahdid y laboratonos a bordo una vez que se entre en operaoón el POE.

articulo 28M los ~sentes El Punto de Mod,oón d•berá 1ndu1r

Ot acuerdo i1 la 1nfonmaon presentida los mtemas de un computador de flu1omn la,

medloon propuestos OJentan mn computadorts de 20 19, frxaonV Compui.dor de fluJo f"unaones de segundad, operativas y s, s,

flu10 de acuerdo a In normas apl1CJbles para este Sin observaoon

fis1cas que no perm1ti1nalteraaones, elemento tuoano

aslcomo contar con la capaodad de

LOs resul~os de los instrumentos de Se presenta solo eviden<il de la trarablhdad de los

medida debfr¡n tenertra1:ab1hdad lnstNmentos a u!Jllzar en la medloón estatJca, sin

cabe maltNque esta tru.abd1d.d se tfifllaiia 21 21 DI! In &•n•ral1dad.,

metrofog1ca i1 p,¡trones n¡cionales o Si Si embqo de acuerdo i1 lo rNnlfeslJdo y presentado por

uaves de terteros¡aedJtados lntef1Udon¡les

el c.ontrausu se u ene el pro¡ril'NI de c.ahbraoones p.a contJr con esu trazab1l1dad, 1nfonnadOl'I ub1cai:b

tos Puntos d• Medtoón d• lo, patrones de rtferenoa Hidrocarburos liqu1do1. 1nduy•ndo De acuerdo a la lnfonnaoon p,esentidJ. no se

cabe resaftatque li trazabl l1dad se dar.a¡ traves 21 21 upo tuber1,.n •I Punto los cond•nsados, d•buan •star • ~ Identifica que actu1lmente se cuente con un patrón de

de terceros KrtdJt~os v sus pal!Ones de Med1don dispuestos con un patron de referenoa en .s1uo

referenda tioo tuberia permante En

l Cumplimiento a laJ friCáones 1, 11 y 111 Para la medición del aaua, se reallta de manera del articulo 23 Presentar li volumetnca en la PO U Venta En los tanque1 donde se

S. deberám•li.rydarrumpl,m,ento ,1 artl(Ulo 23 23 DI! 1, medtoon del agua desmpoondef mane1odtl agua SI s, 0Jent1 con infraestructura para drtnM el agu¡ residual,

23 de los L TMlltt pmduada ~mmos:umed1oon1 0 se procede aenVJareste fluido a po1os 1nyeaores tofrulo p¡rHI bali111U d•I .,.._ derunadm par> ti/ .reao (pozo 1n,ectorJ

De la medlaon El Operador Petrol•ro podr.l ¡usuhcar

/aublizaaon d• m•d,dom No P~sento propuesY de mediaon mult1fas1a a boca e 24 24 mult1U~ca1 fracdones 1, muftifáslcos •n su pl,n de dmrroflo

No Sl de pozo y 1u1t1f1caaón

Sin observación llylll

para la Extracción

Present1r, la desmpdon breve de los puntos de medlaon. tipo y

VI 9anexo I gwa dt Med,oon en prue~ dt espeofiaoonesde. med1d0t,

lS lnctrt,duml>f• ilSOCJ¡lf,, y to11d,d de No No NOi?l1a Sinob.stMOOl'I plaMs pozo

los h1d~ro1. ad1aON1 1, ubtQOon en la que se entre&arin al comeroálzador lo, hldrotori>uros.

Figura 17.- Evaluación de los Mecanismos de Medición (parte 2). 777

'""'"'"" , .. ,..,1..tl •~· tl .. J,,. -l'l"-'""

Producción y Balance

La metodología de balance volumétrico de los fluidos producidos en el campo Rabasa perteneciente a la Asignación A-0248-M- Campo Rabasa presentada por PEMEX es consistente.

El procedimiento operativo para elaborar el balance volumétrico de líquidos y gas de la producción se basa en el Sistema Informático de la Administración de la Producción de PEP (SIAPPEP). el cual considera el ajuste volumétrico desde Puntos de Medición hacia asignaciones de producción calculado a partir de la diferencia de la disponibilidad y distribución de los Hidrocarburos producidos.

La medición de la producción individual de cada pozo ubicados en el campo Rabasa se realiza con separador trifásico móvil con medidor tipo turbina o coriolis para los hidrocarburos líquidos y placa de orificio para los hidrocarburos gaseosos. Esta medición operacional se realiza a boca de pozo con una frecuencia de 2 pozos al mes. La producción del campo Rabasa es enviada a la Batería de Separación Rabasa, en donde se integra con la corriente del campo Brillante, para realizar una primera etapa de separación, así como una medición de referencia.

A continuación, la Batería de Separación Rabasa envía su producción de líquidos a la Planta Deshidratadora La Venta, en donde se integra con la producción de diferentes corrientes, para después realizar otro proceso de separación, acondicionamiento de crudo y una medición de transferencia. Una vez que todo el aceite es estabilizado es enviado al Punto de Medición ubicado en el Centro de Comercializador de Crudo Palomas. Por su parte, la corriente de gas separado en la B.S. Rabasa es enviada a la estación de compresión Rabasa (medición de referencia), para su entrega a la estación de compresión La Venta (medición de referencia). Por último, la corriente de gas es dirigida para realizar la medición de gas en el Punto de Medición ubicado en el Centro Procesador de Gas La Venta.

Con relación a la medición d e condensados, el Asignatario utilizará como insumo los resultados de análisis c romatográficos y el volumen de gas cuantificado en la Estación de Compresión La Venta para realizar un estimado del condensable en ese punto, utilizando la norma API MPMS 14.5, con el objetivo de conocer el volumen de condensables contenidos en e l gas que serán recuperados en las posteriores etapas del proceso de acondicionamiento de gas (medición de referencia).

Con relación a la m edición del agua, la producción d e líquidos integrada por diferentes corrientes en la cual se incluye el campo Rabasa es recibida en el tanque de almacenamiento TV-1304-C/E en la Planta Deshidratadora La Venta, en donde diariamente a las a las 05:00 h se determinan los niveles de agua y aceite en dicho tanque.

El agua congénita del tanque de almacenamiento TV-1304-C/E es enviada al tanque desnatador de agua congénit a TV-1034-F donde se lleva a cabo e l proceso de eliminación del aceite que aún pudiera contener esta corriente y, posteriormente, es bombeada por medio de bombas a la Planta de Inyección de Agua Cinco Presidentes y, finalmente, es inyectada a los pozos inyectores Cinco Presidentes 19, 73T, 73C, 74C, 74D, 74T, 176 y 94.

La frecuencia para d eterminar la calidad a nivel asignación es de forma mensual tanto para los hidrocarburos líquidos como para los hidrocarburos gaseosos. La toma de muestra para determinar la calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos a nivel Asignación en la salida de gas y líquidos del separador de prueba ubicado en la Batería

7 77

-4-

de Separación Rabasa. Por su parte, el análisis de ca lidad de hidrocarburos en el Punto de Medición es diariamente.

Debido a la mezcla de corrientes de diferentes asignaciones es necesario la aplicación del prorrateo, distribución proporcional de un volumen de Hidrocarburos en numerosas partes, para la asignación de los volúmenes de gas y líquidos perteneciente al campo Rabasa. Esta asignación de volúmenes de Hidrocarburos se sustenta en las mediciones de tipo operacional, referencial y transferencia considerando la aportación volumétrica de cada una de estas mediciones de acuerdo a su incertidumbre de medida asociada.

Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el oficio 250.188/2019 de fecha 9 de mayo de 2019, a lo cual mediante Oficio 352-A-070 con fecha del 17 de mayo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operador para el Área Contractual correspondiente al Asignación A-0284-M Campo Rabasa " ... siempre que los mecanismos de medición asociados a la propuesta permitan la medición y determinación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la Comisión relacionado con esta propuesta".

Manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

l) "De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manua l of Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las condic iones 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 1, V y VII, del artículo 41 de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11

de dichos lineamientos. 5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas ~

corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera 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."

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Operador cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir, 11--C es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y cal idad de cada tipo de Hidrocarburo de la Asignación, en términos del presente análisis técnico y la -==1 evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente. 77 7 ~ Yy

- ,~,_, .. , . ' . ' ' ...... ..... .i ....

ti.,J,(..;.lllJvhM

Obligaciones de PEP:

l. PEP deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas y evaluadas en el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con lo establecido en el presente dictamen;

2. Dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción cuando se finalice con cada una de las actividades relacionadas con la medición de los Hidrocarburos presentadas por el Asignatario en el PDE;

3. Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medición como lo estipula el artículo 48 de los LTMMH;

4. Los vol u menes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensado producidos, así como los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los formatos de los LTMMH y normatividad vigente. Asimismo PEP deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno;

5. PEP deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medic ión basado en la norma ISO 10072, de conformidad con lo establecido en los LTMMH, el cual contendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas de medición y los Mecanismos de Medición;

6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar el balance de los autoconsumos y característ icas de los equipos generadores de autoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua de inyección;

7. Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usados en los Puntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional, referencia y transferencia, conforme a lo establecido en el presente dictamen;

8. El Asignatario deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acredite que el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de Medición;

9. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH;

10. El Asignatario deberá notificar a esta Comisión el inicio de operación del sistema de medición referencial MRG-APCP-ECRB-07 y MTC-APCP-ECRB-02, los cuales será utilizados para cuantificar el volumen de gas enviado a BN y al Complejo ~ Procesador de Gas La Venta al recibir la producción de gas de las asignaciones Cahua y Octli en la Estación de Compresión Rabasa en el año 2020;

ll. El Asignatario deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en laboratorio del gas natural producido, así como un análisis cromatográfico en el Punto de Medición para la determinación de la calidad, mismo que deberá remitir a la Comisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH; 77 7

- ''""""~ ~~ ..... ,.&1,tr 11 ... , .... ,.,0l,"1"

12. El Asignatario deberá notificar a esta Comisión el inicio de operación del sistema de medición de gas de los separadores verticales bifásicos de prueba de baja presión FA-110 y FA-lll, y los rectificadores verticales de baja presión RVG-2 y FA-120, los cuales cuentan con medidores tipo V-Cone, al integrarse en el año 2020 la producción de las asignaciones Cahua y Octli;

13. Deberá ser evaluada y actualizada la propuesta de los Indicadores de desempeño para cumplimiento, con la finalidad de contar con evidencia de estos, para demostrar el desempeño de los instrumentos de los Mecanismos de Medición;

14. El Asignatario deberá reportar, entre otros, el volumen de los hidrocarburos producidos, así como los cuantificados en los Puntos de Medición en los formatos establecidos en el Anexo l de los LTMMH, y

15. El Asignatario deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno.

PEP deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los LTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido en el presente dictamen.

Así mismo es necesario que PEP cuente con información actualizada sobre los diagnósticos, programas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre del volumen medido estimado sobre el volumen a condiciones de referencia, monitoreo y transmisión de los datos en tiempo real y de cada una de las variables asociadas a los Sistemas de Medición de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal), ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecanismos de Medición y por ende al Sistema de Gestión y Gerencia miento de la Medición.

Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, PEP deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el PDE para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados mediante el presente dictamen, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los c itados

lineamii¡mtos

j) Comercialización de Hidrocarburos

La Batería de Separación Rabasa actualmente recibe la producción de crudo de las corrientes Rabasa y Brillante, en el 2020 se integrarán las Asignaciones Cahua y Octil. Esta Batería de Separación recibe la mezcla del Campo Rabasa y Brillante provenientes de los cabezales periféricos; una vez que el aceite es deshidratado y desalado, cumpliendo con los parámetros de venta se bombea hacia el Centro Comercializador de Crudo Palomas previa medición en el PA-900, para su disposición final. Cabe destacar que en el Centro Comercializador de Crudo Palomas se reciben tres diferentes tipos de crudo, a través de cuatro oleoductos: uno de 48"0 Maya, dos de 36"0 Istmo y el último de 30" 0 Olmeca; los cuales se interconectan hacia el área de mezclado y distribución, y posteriormente al área de los patines de medición y finalmente hacia las trampas de salida.

Respecto al gas se cuenta con instalaciones para el manejo, compresión y transporte del gas manejado de los Campos Rabasa y Brillante, desde la Estación de Compresión

Rabasa hasta el Complejo Procesador de Gas La Venta, instalación en donde se lleva a cabo su comercialización. Se subraya que, para el año 2020 se tiene programada la incorporación de producción de gas de los Campos Marinos Cahua y Octil, los cuales fluirán desde sus respectivas plataformas hasta llegar a la Asignación A-0284-M Campo Rabasa, donde se ocupará su infraestructura para continuar con el proceso de separación, rectificación, compresión y la posterior comercialización del gas.

Es importante mencionar que el gas se comprime mediante ocho equipos accionados con motores de combustión interna para finalmente enviar el gas hacia el Complejo Procesador de Gas La Venta y a la Red de BN. Cabe señalar que, en lo que respecta a la calidad del gas a comercializar, el Asignatario hace mención que éste será llevado a las condiciones estipuladas en la NOM-001-SECRE-2010.

k) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa fue aprobado mediante la Resolución CNH.E.37.002/18, de fecha 20 de junio de 2018 en dicha resolución se solicitó la actualización de los calendarios de actividades de las 70 asignaciones que a la fecha de la Resolución cumplían con la Meta de aprovechamiento de Gas en los términos referidos en el Considerando Sexto fracción 11

de la Resolución citada, incluida la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa.

Mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2018 de fecha l3 de agosto de 2018, la Comisión

recibió la actualización de dicho calendario de actividades. Mediante oficio 250.718/2018 de fecha 12 de noviembre de 2018 se emitió respuesta de conocimiento por parte de la Comisión respecto la actualización del calendario de inversiones y acciones para alcanzar la Meta de Aprovechamiento de Gas.

El Asignatario presentó en la Modificación al PDE, el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, el cual fue analizado por esta Comisión y se concluye que la solicitud no considera modificación respecto a la MAG anual contemplada y al tiempo en el cual se alcanzaría dicha meta, por lo tanto, se mantiene en los términos aprobados por

esta Comisión.

V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la Extracción y métricas evaluación de la modificación al Plan

de

-------~

Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación del PDE, a continuación, en la Tabla 15 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 43, fracción 111 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos:

Característica Tiempo de perforación de

Tiempo de reparaciones en pozo un pozo

Porcentaje de la diferencia del tiempo

Porcentaje de la diferencia del tiempo Metas o parámetros promedio de perforación de

de medición un pozo promedio de las reparaciones en pozo

real con respecto al con respecto al programado

programado Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción del

indicador

TP=(TPreal-TPplan) • 100 (TPplan)

TRP=(TRPreal-TRplan) • 100 (TRplan)

Frecuencia de Al finalizar la perforación- Al finalizar la reparación-terminación de un medición terminación de un pozo pozo

Periodo de reporte a Al finalizar la perforación- Al finalizar la perforación-terminación de un la Comisión terminación de un pozo pozo

Característica Tasa de éxito de perforación para

los pozos de desarrollo Porcentaje de pozos de desarrollo

exitoso con respecto al número total de Metas o parámetros pozos de desarrollo perforados El

de medición éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del

yacimiento Unidad de medida Porcentaje

Fórmula o descripción del TEPD = Pozosdellmltadoresexitosos • l00

Total de Pozos del desarrollo indicador

Frecuencia de A l finalizar la perforación y prueba de un pozo

medición Periodo de reporte a

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo la Comisión

Característica Tasa de éxito de AMA

reparaciones Porcentaje de reparaciones

exitosas con respecto al número total

Metas o parámetros de Porcentaje de la diferencia entre las

de medición reparaciones hechas El éxito RMA realizadas

se respecto a las programadas en el año considera cuando existe

optimización de la producción en el pozo

Unidad de medida Porcentaje Porcentaje

Fórmula o descripción del TER = Reparaciones exitosas• l00

Total de reparaciones DRMA = RMAreal-RMplan • l00

RMAplan

indicador Frecuencia de Al término de la reparación y

Trimestral medición prueba de un pozo

Periodo de reporte a Al término de la reparación y Trimestral

la Comisión prueba de un pozo

- ,,~ ...... '' , . N.t_i..J,t.•

tl..Jri.-1rhu,.,.

Característica Pozos perforados Terminación de pozos Porcentaje de la diferencia

Porcentaje de la diferencia entre los pozos Metas o parámetros entre los pozos perforados en

de medición el año respecto a los terminados en el año respecto a los

planeados en el año programados en el año

Unidad de medida Porcentaje Porcentaje de desviación Fórmula o

descripción del DPP == PPreal-PPplan * l00 PPplan

indicador

DTP == TPreal-TPplan • l00 TPplan

Frecuencia de Trimestral Trimestral

medición Periodo de reporte a

Trimestral Trimestral la Comisión

Característica Producción Gasto de operación Porcentaje de desviación de

Metas o parámetros la producción acumulada del Porcentaje de desviación del gasto de

de medición campo o yacimiento real con operación real con respecto al programado respecto a la planeada en un en un t iempo determinado

tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción del OPA == PAreal-PPplan • l00

PAplan DGO == GOreal-GO¡,lan * l00

GOplan indicador

Frecuencia de Mensual Trimestral

medición Periodo de reporte a

Mensual Trimestral la Comisión

Característica Desarrollo de reservas

Metas o parámetros Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al de medición programado en un tiempo determinado

Unidad de medida Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción del DDR == DRreal-DRplan * lOO

DRplan

indicador Frecuencia de

Trimestral medición

Periodo de reporte a Trimestral

la Comisión

Característica Factor de recuperación Productividad

Porcentaje de la diferencia

Metas o parámetros entre el factor de

Producción promedio de un pozo o grupo de recuperación real con

de medición respecto al planeado a un

pozos entre el total de pozos

tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desviación Barriles por día (bpd)

Fórmula o Producción diaria promedio de un pozo o descripción del OFR == FRreal-FRplan * l00 grupo de pozos d ividida entre el número de

FRplan

indicador pozos en el grupo

Frecuencia de Trimestral Mensual

medición

Periodo de reporte a Trimestral Mensual

la Comisión

1 8 - ,.~.~~ '·. '• . . -~~

ll•in•.1•llUhA

Característica Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural Porcentaje de la diferencia entre el Porcentaje de la diferencia entre el

Metas o parámetros de m edición

contenido nacional utilizado respecto aprovechamiento de gas real al programado respecto al programado

Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fó rmula o AGNreal - AGNplan

descripción del DCN = CNrea l-CNplan * lOO DAGN= • 100 CNplan AGNplan indicador

Frecuencia de Anual

medición Mensual

Periodo de reporte a Anual Mensual

la Comisión

Tabla 75. Indicadores de desempeño. (Fuente: Asignatorio)

Programa de Índice de Paros No Programados (IPNP)

El IPNP tiene por objeto medir la fracción de tiempo en la cual los equipos no están disponibles por paros no programados, con ello se busca monitorear en todo momento dichos equipos, de tal manera que podamos anticiparnos ante cualquier falla, por lo tanto, disponer en todo momento con equipos en condiciones óptimas de operación.

El IPNP permite al Operador conocer el porcentaje del tiempo permitido que el equipo puede incurrir en paros que no han sido programados durante un período de anál isis, Tabla 16.

Unidad Frecuencia MAG,

Fórmula de de parámetro o referencia de

medida medición medición

IPNP = L~=l HTPNPE xlOO % mensual ::: 4 .0 L~=t HrE

HrPNn· = Horas Totales de Paros No Programados de Equ,pos HrE = Horas Totales por Equipos

Cuadriles (%)

4.1-5.0 5 .1 a 5.9 > 6 .0

Tabla 76. Programa de Indicadores de Paros No Programados. {Fuente: PEP}

Metas o Unidad de Fórmula o descripción del Característica parámetros

de medición medida indicador

Frecuencia Periodo de de reporte a la

medición Comisión

Presión por Caída de la Magnitud flP = PA la fecha de presentación del Plan presión por de la caída

yacimiento acimiento de presión - PAct ual Trimestral Trimestral

Tabla 17. Indicadores que reportar al terminar la actividad, (Fuente: CNH)

Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en el PDE, la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa. 777

Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7, fracciones 11 y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22, fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario en la Asignación, con el fin de

- ,.~.,~·· '/. ' • , • • "-1,1,11,u,f\JJ 1ts-

11 ........ ,.bun.11

verificar que el proyecto se lleve a cabo, 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 util izará la Comisión con el fin de dar seguimiento al PDE.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del PDE, se verificará el número por tipo de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 18.

Actividad Programadas9 Ejercidas Porcentaje de desviación

Perforación 7 Terminación 7

RMA 68 RME 136

Ductos10 16 Abandono11

Taponamientos 75 Tabla 78. Indicador de desempeño de las actividades ejercidas {Fuente: Comisión).

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del PDE, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas, como se observa

en la Tabla 19.

Programa de Erogaciones Actividad Sub-actividad erogaciones ejercidas

(MMUSD) (MMUSD)

General 7.2

Desarrollo Construcción Instalaciones 14.3 Perforación de Pozos 26.3

Operación de Instalaciones 93.0

Intervención de Pozos 39.8 General 128.7

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 10.S Producción Construcción Instalaciones

38.1 (Producción)

Otras Ingenierías (Producción) 3.2 Ingeniería de Yacimientos (Producción) 0.3

Duetos (Producción) 1.7

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones 3.9

Total inversión 366.8 Total Gasto de operación 149.S

Total MMUSD 516.4

Tabla 79. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (Fuente: Comisión).

9 Actividad propuesta a la vigencia de la Asignación año 2034 10 Los duetos contemplan las líneas de descarga. 11 El Asignatario estará obligado a cumplir con el abandono de toda la infraestructura y taponamiento de pozos.

Indicador Programa de Erogaciones/

ejercidas

- ,-,..,., '.'• • • ' ' ' • • ,, NeW;oor\olJ•Jr

JIIJl{lll:,1,burn1,

iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento de la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito de dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gas que se obtenga derivada de la ejecución de las actividades, como se muestra en la Tabla 20.

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Hidrocarburo - N N N N N l"I l"I l"I 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

Producción de aceite programada ll.9 12.2 8.2 6 .1 4 .6 3.1 2.3 1.4 1.0 1.1 0 .9 0 .7 0 .4 0.5 0.5 0 .2

(mbdl Producción de

aceite real (mbd) Porcentaje de

desviación Producción de gas

programada 21.3 22.1 14.3 10.7 8 .7 6.0 4.2 2.5 l.8 2.3 2.0 1.3 0.8 0.8 0.6 0.2 (mmpcdl

Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de

desviación

Tabla 20. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la producción reportada (Fuente: Comisión).

~---VI. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarbu ros de la Asignación, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el PDE.

En tal sentido, es de señalar que fue solicitada a la Agencia su opinión respecto del Sistema de Administración de Riesgos asociado al Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente de la Asignación en comento mediante Oficio 250.477/2019 del 2 de agosto de 2019, sin que a la fecha exista el pronunciamiento de la Agencia.

No obstante, esta Comisión tiene conocimiento que por oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2077 del 13 de junio de 2017 la Agencia emitió a PEP la autorización número ASEA-PEM16007C/AI0417 en donde la Agencia autorizó el Sistema de Administración de PEP, el cual se basa en que las actividades que el Operador Petrolero tiene aprobadas por la Comisión en los Planes de Desarrollo para la Extracción de H id roca rbu ros.

En adición a lo anterior la Agencia indicó en el Resolutivo Tercero que "Previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con la aprobación de la COMISIÓN, la Empresa Productiva del Estado Subsidiaria de Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante la AGENCIA la resolución con la

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NP (2019-2034)

20.1

36.5

aprobación que en su caso otorgue la COMISIÓN; para efectos de encontrarse amparadas por la autorización emitida por dicho órgano desconcentrado."

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 Hidrocarburos.

VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Mediante oficio 250.478/2019 del 2 de agosto de 2019, respectivamente, la Comisión solicitó a la Secretaría de Economía emitir opinión sobre el programa de cumplimiento de porcentaje de Contenido Nacional.

En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante oficio UCN.430.2019.0416 recibido el 13 de agosto de 2019 en la Comisión, suscrito por el Titu lar de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético, señaló que con base en la información presentada para el periodo 2019-2025, se considera plausible que se cumpla con las obligaciones en materia de Contenido Nacional, en consecuencia, tiene una opinión favorable con respecto al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional que se utilizará para la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0284-M-Campo Rabasa.

VIII. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la Modificación al PDE presentado por el Asignatario de conformidad con los artículos 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos; 39 \ fracciones 1, 11 , 111 , IWI y VII de la Ley de los órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 6, fracción 11, 7 fracciones 1, 11, 111 , IV, VI y VII, 8 fracción 11, 11, 20, 40, fracción 11, incisos a),b) y h) y 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el PDE dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación ya que la vigencia es de 20 años contados a partir del 13 de agosto de 2014 777

a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país

Con la toma de información como son los registros de fondo fluyendo, fondo cerrado y registro de producción, se determinarán datos de presión dinámica y presión estática, esto brindara información para actualizar los modelos de simulación, también se va a realizar un VSP para definir los reflectores a nivel de yacimiento, y

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un Pvr para determinar las propiedades de los fluidos del área a desarrollar esto contribuirá al conocimiento del potencial petrolero 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

El PDE establece acciones encaminadas al aseguramiento de la continuidad operativa y de producción a través de 7 perforaciones, 68 RMA, 136 RME, dichas actividades ayudarán a obtener un factor de recuperación de 38.6% para el aceite y 53.9% para el gas de las reseNas probables, es importante mencionar que la modificación al Plan de Desarrollo presenta indicadores económicos positivos, para el Estado y para el Operador.

c) La reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y , a partir de los recursos prospectivos

En la Asignación A-0284-M Campo Rabasa se ha logrado incrementar las ReseNas debido al comportamiento del yacimiento, ya que se ha real izado actividad como RMA e implementación y optimización de sistemas artificiales, lo anterior para garantizar la seguridad energética del País.

d) Promover el desarrollo de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en beneficio del país

Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecución de la modificación del PDE consisten en 7 perforaciones, 68 RMAy 136 RME que están encaminadas al mantenimiento de la producción, con lo cual se considera técnicamente viable el desarrollo de las actividades de Extracción.

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 Asignatario, la Comisión concluye que las tecnologías a utilizar por el Asignatario, como es la utilización de sistemas artificiales de producción, pruebas de presión producción, registros de producción y tecnologías empleadas en la perforación y en medición, son adecuadas para dar continuidad al desarrollo de la Asignación y maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables.

f) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

El 20 de junio de 2018, previo a la presentación de la Solicitud, la Comisión solicitó la actualización al Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación mediante Resolución CNH.E.37.002/18 de fecha 20 de junio de 2018, el Asignatario presento su información mediante el escrito PEP-DG-SCOC-458-2018 de fecha 13 de agosto de 2018 y la Comisión dio respuesta mediante oficio 250.718/2018 del 12 de noviembre del 2018.

Cabe hacer mención que la Solicitud no considera modificación respecto de d icho Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, por lo que se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión en la Resolución de referencia.

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43

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0284-M Campo Rabasa en la solicitud de aprobación de su PDE, la cual consiste en manejar y medir la producción de los Hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas de Medición propuestos y presentados como parte de los Mecanismos de Medición en el PDE, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los LTMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse.

Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

Respecto a las actividades propuestas por PEP en el PDE, se concluye lo siguiente:

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por PEP para el PDE, con base en el 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, fracciones 1, 11 , 111, IV, VI,

26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.

ii. Se analizó la información proporcionada por PEP respecto a la Gestión y

Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para el 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 la información presentada conforme al PDE propuesto por PEP.

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la SHCP con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.188/2019 de fecha 9 de mayo de 2019, respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A-070 con fecha del 17 de mayo de 2019, se respondió que no se tiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de Medición presentada por el Operador y correspondiente a la Asignación A-0284-M Campo Rabasa, " ... siempre que los mecanismos de medición asociados a la propuesta; permitan la medición y determinación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la Comisión relacionado con esta propues a.",

manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

1) "De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual of Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, en virtud de las características de los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado en este artículo.

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

5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera necesario prever la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan."

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medic ión propuestos por PEP, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los LTMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos.

b} Respecto a los resultados de la evaluación real izada a los Mecanismos d e Medición y lo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente:

a. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye que es viable y adecuada en su implementación para la Asignación.

b . Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en las Figuras 2 y 3 del presente dictamen.

c. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 '"7'"77

de los LTMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición a (l.<

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 los programas de os

45

Diagnósticos presentados por parte de PEP, en términos del artículo 42, fracción XI de los LTMMH.

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación Campo Rabasa en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, PEP deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en e l dictamen y el PDE presentado, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerar el Punto de Medición del Anexo 111 de los LTMMH.

Recomendaciones

• Se recomienda analizar la factibilidad técnica y económica de implementar procesos de recuperación adicionales en la Asignación A-0284-M Campo Rabasa, como es la inyección de agua en el yacimiento, con el objetivo de incrementar la recuperación de Hidrocarburos y elevar el factor de recuperación final del campo.

IX. Opinión de la modificación al Término y Condición Cuarto del Título de Asignación

Que derivado del análisis técnico realizado por la Comisión en términos del presente Dictamen Técnico, se advierte que el límite económico de las Actividades Petroleras propuestas por PEP en la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción excede la vigencia del Título de Asignación, establecida en el Término y Condición Cuarto.

Dado lo anterior, con fundamento en los artículos 6, párrafo quinto de la Ley de Hidrocarburos, así como 16, segundo párrafo de su Reglamento, se somete consideración de la Secretaría la modificación del Término y Condición Cuarto del Título de Asignación a efecto de considerar que la vigencia de la Asignación sea considerada hasta el límite económico, descrito y en atención a los términos contenidos en el presente Dictamen Técnico.

ELABORÓ

~~ . ING. ANGELICA VICTORIA HERNANDEZ

Directora de Área Dirección General de Dictámenes de

Extracción

ELABORÓ

ING. JOSÉ ALFREDO FUENTES SERRANO

Subdirector de Área Dirección General de Medición y

Comercialización de la Producción

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ELABORÓ

MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA

Directora General Adjunta Dirección General de Prospectiva y

Evaluación Económica

ING. ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO

Director General Adjunto Dirección General de Dictámenes de

Extracción

REVIS

MTRA. A THA G~N: LEZ MORENO Directora General

Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción

MTRA. MARÍ . ADAMELIA BURGUEÑO MERCADO

Directora General Dirección General de Prospectiva y

Evaluación Económica

Director General

Dirección General de Dictámenes de Extracción

Técnica de Ext acción y su Supervisión

Los firmantes del presente dictamen lo acen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 20, 35, 37 y 42 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0284-M Campo

Rabasa.

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47