1

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos

Dictamen Técnico de Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

de Hidrocarburos

ASIGNACIÓN A-0296-M-Campo Samaria

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

~ @CNH_MX @ Comisión Nacional de Hidrocarburos

Junio 2027

t:.::\ Com~ión Nacional 'f'. @cnh mx ~ de Hidrocarburos \.!.J ·

Contenido l. Identificación del Operador y del área de Asignación 3

11. Elementos generales del Plan de Desarrollo 5

111. Relación cronológica del proceso de revisión 5

IV.Criterios de evaluación utilizados para la emisión del Dictamen 6

V. Análisis del cumplimiento dEi los criterios de evaluación 7

a) Características generales y J: ropiedades de los yacimientos de la Asignación 7

b) Motivo y justificación de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción 18

c) Volumen original y reservas de hidrocarburos 18

d) Comparativo de las altern 3tivas evaluadas para la modificación al Plan de Desarrollo 21

e) Comparativo de la activid 3d física del Plan Vigente contra la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo de la alternativa ganadora 24

f) Análisis técnico de la solicitl1d de modificación al Plan de Desarrollo

g) Mecanismo de medición de a producción de hidrocarburos

h) Programa aprovechamiento del gas natural

31

60

63

i) Evaluación Económica 71

VI. Mecanismos de revisión de a eficiencia operativa en la extracción y métricas de evaluación del Plan de Desarrollo 76

VII. Sistema de Administrad :,n de Riesgos 80

VIII. Programa de cumplimiellto de Contenido Nacional

IX. Resultado del Dictamen Téc ,ico

81

81

a) Acelerar el desarrollo delco ,ocimiento del potencial petrolero del país ................ 81

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 viables81

c) La reposición de las reservc1s de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y, a pcrtir de los recursos prospectivos .................................... 82

d) Promover el desarrollo de las actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos en beneficio del país ........................................................................................... 82

e) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables .................................................... 82

f} El programa de aprovechamiento del gas natural ......................................................... 82

g) Mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos ................................... 83

X. Opinión de la modificación e I Título de Asignación 83

a) Término y Condición Cuarto .................................................................................................... 83

b) Anexo 2 .......................................................................................................................................... 84

XI. Recomendaciones 85

XII. Conclusiones 86

gob.mx/cnh

l. Identificación del Operador y del área de Asignación

El Operador promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante, modificación al Plan de Desarrollo); de la Asignación A-0296-M-Campo Samaria, (en adelante, Asignación); correspondiente a l Campo Samaria de la empresa productiva del Est ado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, Operador o Asignatario o PEP). por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Administración del Portafolio de Exploración y Producción. Los datos de la Asignación se muestran en la Tabla l.

Asignación A-0296-M-Campo Samaria

Estado y municipio Cunduacán / Tabasco

Superficie 108.08 Km2

Fecha de emisión de Título 13 de agosto de 2014

Vigencia 20 años a partir del 13 de agosto de 2014

Tipo de Asignación Extracción de hidrocarburos

Profundidad para extracción Plioceno-Mioceno Cretácico Superior-Medio-Inferior

Yacimientos y/o Campos Arenas Calizas Al Norte con la Asignación A-0114-M -

Colindancias Campo Cunduacán, al Este con la Asignación A-0159-M - Campo Íride y al Sur con la Asignación A-0275-M - Campo Platanal . ,

Tabla 7. Datos generales de la As1gnac1on (Fuente: Información presentado por el Operador)

Cabe señalar que por Resolución CNH.08.004/14 del 14 de agosto de 2074, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante Comisión) aprobó e l Plan de Desarrollo para la Extracción para diversos campos petroleros, entre ellos el asociado a la entonces Asignación A-0296-Campo Samaria.

Posteriormente, con fecha 77 de agosto de 2075, la Secretaría de Energía (en adelante Secretaría), modificó previa opinión favorable de la Comisión, el entonces Título de Asignación A-0296-Campo Samaria, emitiendo el nuevo identificado como A-0296-M­Campo Samaria, el cual se encuentra vigente.

Finalmente, el 21 de enero de 2020, mediante Resolución CNH.E.04.004/2020, la Comisión aprobó la modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación.

La Asignación se ubica en el municipio de Cunduacán aproximadamente a 20 km al sureste de la ciudad de Villaherrnosa en el Estado de Tabasco. Figura l.

Fig uro 7. Ubicación de la Asignación (Fuente: Comisión)

Los vértices que delimitan el árE!a están definidos por las coordenadas geográficas que se muestran en la Tabla 2, los cuales abarcan un área de 108.08 km2

Vértice Longitud

La itud Norte Oeste

Vértice Longitud

Latitud Norte Oeste

1 93° OS' 00" 1H° 03' 00" 17 93º 09' 30" 17° 57' 30"

2 93° OS' 00" 1,3° 02' 30" 18 93° 09' 30" 18° 01' 30"

3 93° 04' 30" 13° 02' 30" 19 93° 09' 00" 18° 01' 30"

4 93° 04' 30" 19° 01' 30" 20 93° 09' 00" 18 ° 02' 00"

s 93° 04' 00" 18 ° 01' 30" 21 93° 08' 30" 18 ° 02' 00"

6 93° 04' 00" 13° 01' 00" 22 93° 08' 30" 18 ° 02' 30"

7 93° 03' 30" 13º 01' 00" 23 93° 08' 00" 18 ° 02' 30"

8 93º 03' 30" 18° 00' 30" 24 93° 08' 00" 18 ° 03' 00"

9 93° 03' 00" 13° 00' 30" 25 93° 07' 30" 18 ° 03' 00"

10 93° 03' 00" 17° 59' 30" 26 93° 07' 30" 18° 02' 30"

11 93° 02' 30" 17° 59' 30" 27 93° 07' 00" 18º 02' 30"

12 93° 02' 30" 17° 59' 00" 28 93° 07' 00" 18 ° 03' 00"

13 93° 03' 00" 17° 59' 00" 29 93° 06' 30" 18 ° 03' 00"

14 93° 03' 00" 17° 57' 00" 30 93° 06' 30" 18° 02' 30"

15 93° 08' 30" 17° 57' 00" 31 93° OS' 30" 18° 02' 30"

16 93° 08' 30" 17° 57' 30" 32 93° 05' 30" 18 ° 03' 00" ..

Tablo 2. Coordenados geogrofic,1s de los vertices de la As1gnac1on A-0296-M-Campo Somono . (Fuente: Título de Asignación para realizar Actividades de Extracción de Hidrocarburos).

11. Elementos generales del Plan de Desarrollo La propuesta de modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación, considera recuperar al año 2043 un volumen de aceite de 82.31 MMb y 38.19 MMMpc de gas, en la categoría de 3P, lo que permitirá alcanzar un factor de recuperación final al límite económico del proyecto de 38.9% para el aceite y 41.5% para el gas.

La duración de la modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación contempla el período de junio 2021-2043, con actividades de extracción hasta 2042, cuando el Operador indica el límite económico. No obstante, el período sometido a aprobación en la presente modificación considera la vigencia de la Asignación es cual es hasta el año 2034, donde el Operador contempla realizar 22 perforaciones y 22 terminaciones, 187 Reparaciones Mayores (en adelante, RMA). 8,832 Reparaciones Menores (en adelante, RME). que consisten en limpiezas de aparejo, inducciones e instalaciones de Sistemas Artificia les de Producción, la construcción del dueto para flexibilidad operativa, así como 308 taponamientos en pozos. Es importante mencionar que el abandono de duetos e infraestructura se consideran posterior a la vigencia de la Asignación. En este sentido, la modificación al Plan de Desarrollo a la vigencia de la Asignación considera una inversión de 2,816.32 MMUSD, de los cuales 1,018.56 MMUSD corresponden a inversión y 1,797.76 MMUSD a gasto operativo. Lo anterior, permitirá al Operador, obtener un factor de recuperación al año 2034 de 38.8% para el aceite y 41.4% para el gas.

Cabe mencionar que en el horizonte de junio 2021-2043 la modificación al Plan de Desarrollo contempla rea lizar 22 perforaciones y 22 terminaciones, 191 RMA, 9,163 RME, que consisten en limpiezas de aparejo, inducciones e instalaciones de Sistemas Artificiales de Producción, la construcción de l dueto, así como 455 actividades de taponamiento en pozos, abandono de 72 duetos y 4 plantas, equipo y estaciones. Lo anterior, permitirá recuperar un volumen de aceite de 82.31 MMb y 38.19 MMMpc de gas, en la categoría de 3P, lo que permitirá alcanzar un factor de recuperación final de 38.9% para el aceite y 41.5% para e l gas. Finalmente, considerando todas las actividades antes planteadas, la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo considera una inversión tota l de 2,970.60 MMUSD, de los cuales, 1,079.49 MMUSD corresponden a inversión y 1,891.11 MMUSD a gasto operativo.

111. Relación cronológica del proceso de revisión

El proceso de eva luación técnica y económica, así como la elaboración del Dictamen Técnico de la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo, involucró la participación de cinco Direcciones General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción, la Dirección General de Reservas, la Dirección General de Seguimiento de Asignaciones y la Dirección 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 eva luar 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 Nacional.

La Figura 2 muestra el diagrama del proceso de evaluación, Dictamen Técnico y Resolución respecto de la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo presentada por el Operador para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:5S.7/3/59/20l9 modificación al Plan de

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Desarrollo para la Extracción de la Asignación A -0296-M-Campo Samaria de la Dirección General de Dictámenes de Extra :ción de esta Comisión.

Oficio PEP-DG-SAPEP- ~;cio

GCR-645-2021 13/2021

1

♦

CNH ➔ PEP Prevención de información

22/03/2021 12/0 +/2021

CNH ➔ SE Cump limiento ContE•nido

Nacional

CNH ➔ASEA Sistema de Adm inistra :ión de

Riesgos

Oficio PEP-DG-SAPEP-GCR-1021-2021

CNH Presentación a

Organo de Gobierno

03/05/2021 08/06/2021

A lcance de inform ación 19/05/2021 PEP-DG-SAPEP-CGR-1148-2021

Fig ura 2. Cronolog ía del p roceso de evaluación, Dictamen Técnico y Resolución. (Fuente: Com isión)

IV. Criterios de evaluación utilizados para la emisión del Dictamen

Se verificó que las modificacion :s propuestas por el Operador fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el art iculo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y la modificación 11 Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el factor de recuperación, el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural y los Mecanismos de Medición d ec la producción de hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

La Comisión consideró los princ pios y criterios previstos en los artículos 19, 22, 25, 26, 59, 62, fracciones 11, IV y VII de los "LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción :le Hidrocarburos", publicados en e l DOF el 12 de abril de 2019 y modificado mediante acuerdo Publicado en e l DOF el 31 de marzo de 2021 (en

6

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adelante, Lineamientos) cabe destacar que la solicitud atiende a los Lineamientos vigentes al momento de su presentación.

Cabe señalar, que el presente Dictamen Técnico se emite en atención a que el Operador manifestó expresamente modificar el Plan de Desarrollo de conformidad a lo establecido en el artículo 62, fracciones 11, IV y VII de los Lineamientos.

Adicionalmente, el Plan de Desarrollo Modificado cumple con los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante, LTMMH) publicados en e l DOF el 29 de septiembre de 2015 y modificados por acuerdos publicados en el DOF el 11 de febrero y 2 de agosto, ambos de 2016, el 11 de diciembre de 2017 y 23 de febrero de 2021 y las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (en adelante, Disposiciones) publicadas en el DOF el 07 de enero de 2076 y modificadas por acuerdo publicado en el DOF el 10 de marzo de 2020.

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Operador de conformidad con el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (en adelante, LORCME), así como los artículos 79, 22, 25, 26, 59, 62, fracción 11, IV y VII de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en la propuesta de modificación al 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 2074.

En consecuencia, la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción cumple con los requisitos establecidos en el artículo 22 de los Lineamientos, toda vez que, el Operador:

a) Presentó la información mediante el formato MP y el instructivo establecidos por la Comisión;

b) Adjuntó el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo; c) Presentó el documento que integra los apartados del Plan que sufren modificación,

y d) Presentó una tabla comparativa de los cambios que se proponen, así como la

justificación técnica de las modificaciones al Plan de Desarrollo aprobado con la información y nivel de detalle establecido.

V. Análisis del cumplimiento de los criterios de evaluación

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

La Asignación se ubica dentro del cubo sísmico Antonio J. Bermúdez cuenta con una superficie de 725 Km2, la cual fue adquirida en 2005 con objetivo Mesozoico y abarca parte de los municipios de Cunduacán y Nacajuca, como se muestra en la Figura 3

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Figuro 3. Ubicación del Cubo sísmico 3D Antonio J. Bermúdez. (Fuente: ln brmación presentada por el Operador).

El Operador hace mención que la sísmica adquirida a nivel Cretácico es de buena calidad y resalta las características estruc turales del Campo, en conjunto, la resolución sísmica es de 130 m y la resolución horizont .31 está dada por el tamaño del Bin que es de 30 x 30 m. Figura 4 .

8

gob.mx/cnh

Figuro 4. Secciones sísmicos en profundidad, dirección Oeste-Este, que cruzan atravesando por lo porte central del Campo Samario o nivel Cretócico. (Fuente: Información presentado por el Operador).

En la Figura 5 se muestra el Mapa estructural de la Asignación a nivel Cretácico Superior con la propuesta de localizaciones y reentradas a visualizas por el Operador.

Figuro 5. Mapa estructuro/ de lo Asignación Samaria a nivel Cretácico Superior con propuesta de localizaciones y reentradas. (Fuente: Información presentado por el Operador).

A nivel Cretácico, el Operador, tiene en programa realizar 30 reentradas y 2 perforaciones en KS de los pozos Samaria 6121 y Platanal 5107, este último inició su perforación y se encuentra inconcluso por afectación social con tapón temporal a 2,272 m.

Figura 6. Localización Samario 6727 con objetivo Cretócico Superior y en correlación con los pozos Samaria 122 y Samario 721A. !Fuente: Información presentada por el Operador).

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Figuro 7. Reentrada del pozo Plotono 5107 con objetivo Cretácico Medio y en correlación con los pozos Samario 63 y Platanal 701. (Fuente: Información presentada por el Operador).

A nivel Terciario, específicam ente Plioceno-Mioceno, la información sísmica donde se incluye el Campo Samaria ce -responde al levantamiento sísmico trid imensional denominado "Estudio sismológico Samaria -Íride 3DHD" y cuenta con un área de 95.9 Km2, el cual fue adquirido en el ario 2012 y abarca parte de los munic ipios de Cunduacán y Nacajuca, como se aprecia en la Figura 8.

La producción de este Camp o SE debe principalmente a Arenas del Plioceno inferior y Mioceno, asoc iadas a una tramoa con componente estructural y estratig ráfico con producción comercial de aceitE extrapesado y pesado, en donde se encuentra la impregnación de hidrocarburo de origen Jurásico proveniente de la m igración a través de dichas fallas. En este estudio se interpretaron 28 fallas normales que segmentan al yacimiento en bloques estruct ura les de diferentes dimensiones con 7 horizontes sísmicos principales interpretadcs y relacionados a las cimas de las arenas con mayor producción para el yacimiento d ~ aceite extrapesado (Arena 1, Arena 4, Arena 6) y el yacimiento de a ceite pesado (A rena 8 , Arena 12, y Arena 16}.

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Figura 8. Cubo sísmico 30HD ye/ Campo Samaria Terciario. (Fuente: Información presentada por el Operador).

Figuro 9. Visualización tridimensional de una Sección sísmica que muestra el marco estructural del yacimiento, donde se puede observar la interpretación de los plonos de fallas, además de la mostrar la

complejidad estructural en la zona de interés.

(Fuente: Información presentado por el Operador).

Derivado del estudio realizado en 2013 el Operador hace menc,on que visualizó 5 oportunidades de desarrollo a nivel Terciario, sin embargo, con los estudios rea lizados en el año 2019 el Operador visualizc, 16 oportunidades más para el desarrollo del Campo, haciendo un tota l de 27 localizac ones, 10 en la arena 4 (A-4) y 8 en la arena 6 (A-6) del yacimiento A-4-6-1 y 2 localizaciones en la arena 8 (A-8) del yacimiento Terciario.

En la Figura 70, se muestran las configuraciones estructurales de la Arena 4, con los pozos más representativos de la Asignación y las 10 localizaciones propuestas L-Samaria 750, L­Samaria 753, L-Samaria 754, L-Sarnaria 755, L-Samaria 756, L-Samaria 757, L-Samaria 760, L-Samaria 761, L-Samaria 762 y L- ;a maria 765.

Figuro 10. Mopo estructuro/ Arena 4 Plioceno. (Fuente: Información presentado por el Operador).

En la Figura 11, se muestran las configuraciones estructurales de la Arena 6, con los pozos más representativos de la Asignación y las 8 localizaciones propuestas L-Samaria 685, L­Samaria 694, L-Samaria 757, L-Sar1aria 752, L-Samaria 758, L-Samaria 759, L-Samaria 763 y L-Samaria 764. Es importante señalar que la localización L-Samaria 677 inició su perforación al amparo del Plan Viqente aprobado en enero del 2020.

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Figu ra 11. Mopo estructural A rena 6 del M ioceno. (Fuente: Información presentada por el Operador).

En la Figura 12, se muestran las configuraciones estructurales de la Arena 8, con los pozos más representativos de la Asignación y las 2 localizaciones propuestas L-Samaria 727 y L­Samaria 726.

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Figura 12. Mapa estructuro/ Areno 8 del M ioceno. Fuente: Información p resentada por el Operador).

Las principales características gE ológicas, petrofísicas y propiedades de los fluidos para los seis yacimientos de la Asign 3ción se muestran en la Tabla 3. Es importante hacer mención que los yacimientos que t ienen actividad de desarrollo y mantenimiento son las Arenas 6-4-1. Cretácico (KS-KM-K ) y Terciario, por lo que en la Tabla 3 se resaltan los datos de esos yacimientos.

14

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Tablo 3. Corocterístic<1s genero/es de los yacimientos de lo Asignación. (Fuente: lnhrmación presentado por el Operador)

b) Motivo y justificación de la modificación Plan de Desarrollo para la Extracción

Con base en el artículo 62 fracció '"I 11, IV y VII de los Lineamientos, la modificación al Plan de Desarro llo de la Asignación A ~.e debe a:

o Existe una variación del número de pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Plan ap ·obado, el Plan actual cont empla 7 perforaciones y el nuevo Plan considera 22.

o Existe una variación del 31% en la producción de hidrocarburos para el año 2020, principalmente para la producción de gas.

o El Operador considera la implementación de Inyección Continua de Vapor al yac imiento A-4 -6-1 como método de recuperac ión mejorada.

Por lo anterior, de acuerdo con el artículo 62 de los Lineamientos, e l Operador requiere la modificación al Plan de Desan ollo del área de Asignación, debido a que existen modificaciones en la producción ¡ la inversión.

c) Volumen original y ret.ervas de hidrocarburos

Tal y como se ha mencionado, la Asignación está conformada por los yacimientos Cretácico (KI-KM-KS) y las Arenas (Plio-20, 6-4 -1, Mioceno 1, Mioceno 2, Terciar io). su volumen original total es de 4,635.15 MMb de aceite y 5,213.36 MMMpc de gas y la modificación al Plan de Desarro llo que propone el Operador considera recuperar a la vigencia de la Asignación (año 2J34) 77.24 MMb de aceite y 37.20 MMMpc de gas y al límite económico (año 2043), una producción acumulada de 82.314 MMb de aceite y 38.192 MMMpc de gas, equivalente a 91.497 MMbpce en una categoría de reserva 3P, tal y como se muestra en la Tabla 4. Es importante mencionar que existe una variación del 31% en la producción de hidrocarburos para el año 2020, por lo que se configura el supuesto del artículo 62, fracción IV de los Lineamientos.

Categorías Ruservas propuestas a partir de Factor de Producción

Yacimiento Volumen original de junio del 2021 recuperación final

acumulada al 01 Reservas de junio del 2021

18

Aceite Gas

natural (MMb) {MMMoc'

Arena 10.08 2.16

Plio20

Arenas 648.89 204.02

6-4-1

KS-KM-KI 3,784.22 4,844.27

Miocenol 5.02 1.07

Mioce no2 34.03 7.3

Terciario 152.92 154.54

TOTAL 4,635.16 5,213.36

•f.lflervos al 1 de JUnJo de 202, •· Factor de recupe,oc,ón final esc,modo

Aceite Gas Natural PCE Aceite(%)

(MMb) (MMMpc) (MMb)

lP o o o O.O

2P o o o O.O

3P 0.279 0.06 0.294 2.77

lP 37.436 4.218 38.45 47.2

2P 41.711 4.708 42.842 16.3

3P 47.331 5.27 48.598 13.6

lP 28.606 31.462 36.171 44.0

2P 28.606 31.462 36.171 44.0

3P 28.606 31.462 36.171 44.0

lP o o o O.O

2P o o o O.O

3P 0.817 0,175 0.859 16.3

lP o o o O.O

2P o o o O.O

3P 2.387 0.512 2.51 7 .0

lP 2.769 0.682 2.933 30.0

2P 2.893 0 .713 3.064 30.l

3P 2.893 0.713 3.064 30.l

1P 68.811 36.362 77.554

2P 73.21 36.883 82.077 38.9··

3P 82.314 38.192 91.497

Tablo 4. Volumen origino/ y Reservas o/ 07 de junio de 2027. (Fuente: Información presentado por el Operador)

Aceite Gas(%)

Gas (MMb) (MMMpc)

00

O.O o o 2.76

42.4

14.l 40.93 17.88

11.3

43.3

43.3 1,635.03 2,064.11

43.3

O.O

o.o o o 16.3

O.O

O.O o o 7.0

30.0

30.0 43.07 45.72

30.0

41.S .. 1,719.03 2,127.71

La Asignación tiene una producción acumulada al 01 de junio del año 2021 de 1,779.03 MMb de aceite y 2,127.71 MMMpc de gas natural.

A continuación, en las Figuras 13, 14, 15 y 16 se puede observar la evolución de las Reservas de aceite y de gas a nivel Cretácico y Terciario (Mioceno-Plioceno) en el periodo 2017-2021 para la Asignación.

19 • ·, f • ! ¡ f ·, .\'.' : )

gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocar.~uros.gob.mx . , 1

j, ;·; , '; .:,.~¡)

50 45 40 35

..o 30 2 25 2

20 15 10 5

o 2017

Reservas de aceite a nivel Cretácico

2018

■ Probada

2019

Probable

2020

Posible

2021

Figura 73. Evolución de las reservas de a :::eite a nivel Cretácico de la Asignación al 07 de enero de cada año. (Fuente: Comisión :::on información presentada por el Operador)

70

60

50

u a. 40 2 2 30 2 52.30

20

10

o 2017

Reservas de gas en Cretácico

o.:m

60 90

2Cl8

Probada

2.80

33.60

2019

Probable

30.40

2020

Posible

31.46

2021

Figura 14. Evolución de las reservas de g ~s natural o nivel Cretócico de la Asignación al 07 de enero de cada año.

(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)

20

gob.mx/cnh - " -. ---~·r' ¡- [r:";~l -"'-"~""''

ndasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx · , ' .' ', ; -~ .1 ,' ,)"1'

90

80

70

60

~ so 2 40

30

20

10

o 2017

Reservas de aceite en Mioceno-Plioceno

2018 2019 2020 2021

■ Probada Probable ■ Posible

Figura 75. Evolución de fas reservas de aceite a nivel Mioceno-Plioceno de la Asignación al 07 de enero de cada año.

20

18

16

14

g_ 12

¿ lO ¿ ¿ 8

6

4

2

o

(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)

2.20

4 .60

12.20

2017

Reservas de gas en Mioceno-Plioceno

2.20

4.50

9 .80

2018

Probada

1.70

3.80

9.50

2019

Probable

5.40

2020

Posible

4 .90

2021

Figura 76. Evolución de las reservas de gas natural a nivel Mioceno-Plioceno de la Asignación a/ 07 de enero de cada año.

(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)

d) Comparativo de las alternativas evaluadas para la modificación al Plan de Desarrollo

21

El Operador evaluó tres alternativas con e l objetivo de maximizar el factor de recuperación de hidrocarburos y la rentabil idad del proyecto, optimizar costos operat ivos e inversión, aprovechar la infr 3estructura actual, así como reducir los riesgos e incertidumbre involucrados en lé1 modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción considerando los siguientes crite ·ios para la selección de la mejor alternativa:

o Escenar io con mejores incicadores económicos. o Escenario con menor ries~Jo técnico. o Mayor volumen de recupHación de reservas de h id rocarburos. o Condiciones actuales e instalaciones de producción disponibles.

A continuación, se describen las é lternativas de explotación analizadas:

Alternativa 1 (seleccionada)

Esta alternativa propuesta por =I Asignatario, t iene como objetivo continuar con la explotación de la Asignación en el horizonte de junio de 2021 al año 2043 para los yacimientos Cretácico y Plioceno -Mioceno mediante e l mantenimiento de la prod ucción base, rea lizando estimulaciones (Inyección Alternada de Vapor en el yacimiento Arenas 6-4 -1), 2,177 reparaciones menores (incluyen limpiezas de aparej o y conversiones de BN y CP), 2,308 estimulaciones y Li ,678 tomas de información, así como la producción incremental asociada a 22 perforaciones con su respectiva terminación, 191 RMA, la construcción de un dueto, el de!,mantelamiento de 4 plantas, equipos y estaciones, el abandono de 72 duetos y e l taponamiento de 455 pozos, todo ello permite al Asignatario recuperar 82.314 MMb de aceite y 38.192 MMMpc de gas con una inversión de 1,076.14 MMUSD y un gasto de operación de 2,018.37 MMUSD.

Adicionalmente considera la ir'lplementación de una prueba p iloto de Inyección Continua de Vapor en dos Zonas pertenecientes al yacimiento Arenas 6-4-l con e l objetivo de evaluar esta tecnología e incrementar e l factor de recuperación, con la finalidad de masificar el p roceso en otras áreas del yacim iento. Esta alternativa permite recuperar un volumen asociado de 3.39 MMb de aceite y 0.30 MMMpc de gas. Respect o al yacimiento Terciario se consideró llevar a cabo e l mismo proceso de recuperación mejorada que actualmente se a¡: lica en el yacimiento Arenas 6-4-1 (Inyección Alternada de Vapor}; este proceso es consicerado en 12 pozos y t iene un volumen asociado de 2.01 MMb de aceit e y O.SO MMMpc de gas.

Alternativa 2

Esta alternativa tiene como objetivo adelantar la producción en tiempo y propone un escenario semejante a la Al :ernativa l , continuando con las actividades de mantenimiento de la producció 'l base mediante estimulaciones, RME y limpiezas de aparejo y a fin de adelantar la prcducción se remplazan 10 RMA programadas al concluir la producción del intervalo actua por 10 perforaciones con su terminación con el m ismo objetivo productor. Con esta propuesta se pretende recuperar un volumen de 82.314 MMb de aceitey38.l92 MMMpc dG gas mediante la perforación y terminación de 32 pozos y 181 reparaciones mayores con el respectivo abandono de 10 pozos adicionales (para un total de 465 taponamientos) y sus correspondientes líneas de descarga e instalaciones en el horizonte junio 2021 hasta el año 2043.

Alternativa 3

22

\

Esta alternativa se basa en el supuesto de operar el campo ejecutando únicamente actividades de mantenimiento a la producción base mediante estimulaciones, RME, limpiezas de aparejo y sin perforaciones. La reserva por recuperar es de 30.759 MMb de aceite y ll.567 MMMpc de gas con el respectivo abandono de los pozos (para un total de 433 taponamientos) y sus correspondientes líneas de descarga e instalaciones en el mismo horizonte de evaluación de las alternativas anteriores.

En la Tabla 5, se realiza un comparativo de la actividad física, inversión y producción acumulada de las tres Alternativas presentadas por el Operador para el horizonte junio 2021 - 2043, mientras que en las Figuras 17 y 18, se presenta el comparativo de las 3 alternativas con sus pronósticos de producción de aceite y gas respectivamente para el m ismo horizonte.

Alternativa 1 Características Seleccionada Alternativa 2 Alternativa 3

2021-2043 Perforación de pozos de 22 32 o d esarrollo Term inación d e pozos de 22 32 o d esarrollo

Reparaciones mayores 191 181 o

Reparaciones me nores 9,163 9,163 1,731

Duetos 1 1 1

Aceit e (MMb) 82.314 82.314 30 .759

Gas (MMMpc) 38.192 38.192 11.567

Gastos de operación 1,891.11 1,889.83 725.62 (MMUSD)

Inversiones (MMUSD) 1,079.49 1,099.05 439.52

VPN A l (MMUSD) 1,747.36 1,744.47 689.38

VPN DI (MMUSD) 328.48 318.22 124.92

VPI (MMUSD) 797.16 813.24 309.04

VPNN PI Al 2.19 2.15 2.23

VPNNPI DI 0.41 0 .39 0 .40

Inversión y gosros de operación o porr,r de /o fecho de .n,c,o propuesto poro lo MPOE, 1unI0 de 2021

Tabla 5. Resum en de los olternotivos propuestas para la extracción. (Fuente: Información presentado por el Operador)

23 . - .. ,·- ,¡·¡. ''"\•",fj¡,1

, t ' ¡, ~ ' "' ,.-~

gob.mx/cnh rondasmexico.gob mx hidrocarburos.gob.mx . , 1 r , , ., '\ ,•,'':,¡¡,;§ . • · ·., . ../1,' ,;• :·h.J.,. _. , n~tJ_jt¡_,

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-o u a. ¿ ¿ Ol a

30

25

20

15

10

5

o ¡:;:¡ o N

-.:­N o N

1./1

8 N

w N o N

[' N o N

(X)

8 N

O) N o N

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t") t") o N

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1./1

tl N

w tl N

(X) t") o N

- A lternativa l

O) t") o N

Alternativa 2

A lternativa 3

o -.:­o N

~ o N

~ o N

Figura 77. Pronóstico de produccicn de aceite de las alternativas evaluadas por él Asignatorio. (Fuente: Información presentada por el Operador)

16

14

12

10

8

6

4

2

o N N t") -.:- 1./1 w e--- (X) O) o

N N N N N N N N t") o o o o o o o o o o N N N N N N N N N N

' -,

M N t") -.:- 1./1 t") t") t") t") o o o o o

N N N N N

' -...,. w e---t") t") o o N N

A lternativa l

Alternativa 2

Alternativa 3

.- - ~ - - - , - r-- -,

~ ~ ~ ~ ~ ~ o o o o o o N N N N N N

Figura 78. Pronóstico de produce ón de gas de las alternativas evaluadas por él Asignatorio. (Fuente: Información presentada por el Operador)

e) Comparativo de la at:tividad física del Plan Vigente contra la solicitud de modificadón al Plan de Desarrollo de la alternativa ganadora

En la Tabla 6 se muestra la compélración de la actividad programada por el Operador en el Plan Vigente y lo rea l ejecutac o en la Asignación durante el periodo octubre 2019 -marzo de 2021, así como la activiclad propuesta en la modificación al Plan de Desarrollo hasta la vigencia de la Asignación

24

gob.mx/cnh r . . .. , ... -... -~rp 1 'iJ.'l'IJ":' ,~.7,

ndasmexico.gob mx hidrocarburos.gob.mx 1

• • • : , ,' ¡ • , ! ·• i

Año

2019

2020

2021

Total

Descripción Unidades Plan Vigente Real Plan Propuesto Plan Propuesto

2019-2034 2019-2021* 2021-2034._. 2021-2043 ...

Perforación de pozos 7 o 22 22

Terminaciones 13 6 22 22

RMA Número 200 34 187 191

RME 2,9891 796 8,8321 9,1631

Taponamientos 395 o 308 455

Reserva l P 83.62 80.84.s 77.554 77.554

Reserva 2P MMbpce 92.02 85.373 82.074 82.074

Reserva 3P 108.82 94.783 91.494 91.494

Volumen de aceite a extraer MMb 95.40 11.45 77.24 82.31

Volumen de gas a extraer MMMpc 51.90 8.23 37.20 38.19

Inversión 968.32s 256.176 1,018.56 1,079.49 MMUSD

Gasto de Operac ió n 1,833.635 41.556 1,797.76 1,891.11 . . ..

Tabla 6. Comparac,on de avance entre el Plan Vigente vs real e1ecutado, en la As1gnac1on (Fuente: Comisión)

Las c ifras pueden no comc1Cf1r por redondeo El plan vigente fue aprobado en enero de 2020 El m1c10 de este fue octubre de 2019 Las c1íras Reales para 20l9 c0<respooden a lo e1ecutado octu-bre--chceef'nbre 20l9 •Perrodo de octubre de 20l9 a marzo de 2021 . .. Plan p,opuesto a la v1genc1a de la As1gnoc:16n. ···Plan propuesto at limite económ,co de la ~gnac1ón 'Cons1dern est1mulac:,ones. 1ns1alaci6n de SAPy hrnpiezas de apareJo ' La reserva propue,sta d~I Plan Vlgontc cuantiriC.Jdas al 30 de se,:it.1embre do 2019 1Aeserva certificada al v• de enero de 2021 -1.Aeserva cuan11l1cada al 1 de Junio de 2021 ~lnversronesy gastos de operac'6n del Pla n Vigente actualizad~ a (b202l El ttpo de cambio utihzado es de 2280 pesos/usd 'lnve-rs,ones y gastos de operación de lo real eJe<:utado actualizados a pesos.@2021, lOS factores de actualización y tipos de cambio utd1.t:ados son

Factoros Fuente httpsl/datablsgov/search/query/rMulis"q~WPU<XX>OOOOO Tipos do Cambio P4tsos/usd Fuente· httpl/www banxl(oorg mx 2019 • 1049462 2019 , 19 26m 2020 • 1 07884 2020' 21 ✓.9609 2021 • 100000 2021 • 203199

La present e propuesta de modificación al Plan de Desarrol lo tiene por objetivo modificar las actividades que forman parte del Plan V igente.

Seguimiento al Plan de Desarrollo Vigente

La comparación de avance de costos y actividades f ísicas ent re el Plan Vigente y lo real ejecutado en el periodo oct ubre 2079 - marzo 2021 en la Asignación, se muestra en la Tabla 7.

Qo Qg Perforaciones Terminaciones RMA (número)

RME Inversión Castos de Op.

(mbd) (mmpcd) (número) (número) (número) (MMusd) (MMusd)

Plan Real Plan Real1 Plan Real Plan Real Plan Real Plan Real Plan1 Real2 Plan' Real2

2b 2sr1 12 19 15 o l 6 b 11 9 <;() 7b 331b 90% 735b 74,

2oq )86 112 65 s o 5 o 3'.' 25 2Cl9 "65 16109 1,23u 26Cl Cl0 286$

29.5 "091 13.:? 1 71 2 o 2 o 3., o 353 lSS lb +.SO 22-,1 258.50 5L,6

7 o 13 6 77 34 712 796 358.75 256.17 601.96 41.55

Tablo 7. Comparación de avance entre el Plan Vigente vs real ejecutado, en la Asignación.

. . ' - ' . .:. ',' : ~-;

gob.mx/cnh rondasmex,co gob.mx hidrocarburos.gob.mx . ' , , ,'· . • ," ' ; . . • v.~/1

25 -f

Nota: 1fr1

' .

(Fuente: Comisión :on información p resentada por el Operad or)

pu den "º o,r e du pe, 1EKJord J' r ~ d 2 l f J 1 • 1 J* J :'I J \JI •r 1 2

· corresponde a la produccoón de aceite/condensado y\ as Real reportada a la CNH conforme a las cond1c1ones definidas en el Art 11 de los Lrneom,entos Técnicos en Materia de Med1c1ón de H1dr >Carburos 1 ('l j f l ~,f V ~ 1 11 j N

' 1,

ir ,,.,ed, d

1 r-V€r Ir ~ ... c;1stoc, J oi:eri ne. 1ci-r -, .,e(""\J do t JI J~ 1pesos.'- J. le h•t.or ◄ CI I y t I osdeca~t.,,o 1t hZldOSso

Factores uel"te Tipos de Cambio pesos/usd L e,.,•e- t •tp VMv. b.ln}C oor J rr,x ht•r,s d1tib1sgo,,~ Jr h il"IY e• 11·,>q WP\.J l OOuO ,O 1 l •-9462 2020 O?te,. ioi

l09 !26 T 2021"' 2 49609 202' 2 ! J•)

Seguimiento al Compromiso Mínimo de Trabajo

En t érm inos de lo establecido en el Término y Condición Quinto (De las Actividades d e Extracción). fracción 111, que a la letra señala:

"Las actividades de Extracción, se llevarán a cabo en términos de Plan de Desarrollo para la Extracción y el Compromiso Mínimo de Trabajo, este último forma parte de la presente Asignación y se identifica como Anexo 2"

En virtud de los anterior, en las siguientes tablas se presenta el Compromiso Mínimo de Trabajo (en adelante CMT), estab ecido en el Titulo vigente de la Asignación (Tabla 8). lo real ej ecutado por el Asignatario crn la Asignación (Tabla 9) y la diferencia existent e entre ambos rubros (Tabla 10).

Afio CMT.Perf.

201S 38

2016 12

2017 3

2018 3

2019 2

2020 1

2021 o 2022 o 2023 o 2024 o 2025 o 2026 o Total 59

inversiones a prec,os de 2014

CMT.Term. CMTJIMA CMT.lnv. CMT.lnv.

(mmpesos@2014)' (mmpesos@2021)2

38 46 8,330 8,438.65

12 36 8,277 8,384.96

3 26 9,780 9,907.57

3 13 5,532 5,604.16

2 15 4,559 4,618.47

1 14 2,542 2,575.16

o 41 1,956 1,981.51

o 16 1,953 1,978.47

o 1 1,552 1,572.24

o o 1,714 1,736.36

o 1 1,639 1,660.38

o o 1,779 1,802.20

59 209 49,613.00 50,260.13 - . . ,

Tabla B. Com promiso Mm1mo de Trabajo, As1gnac1on. (Fuente: Comisión)

'Inversión acruahzada a pesos@2O21 (indice de actuahz, c,ón 1.013 ' 1nvers16n a MMusd@2O21 (Tipo de cambio ut1hzado 131!•98)

Año Real.Perf. Real.Term. Real. ~MA Real.lnv. Real.lnv. (mmpesos)C/Año' (mmpesos@)2021)'

2015·· 31 34 29 6,072.60 8,570.18 2016 o o 2 ! 1,918.77 2,364.06 2017 o o s 2,011.84 2,340.07 2018 8 7 e 2,846.02 3,121.43 2019 29 30 3,; 5,385.75 5,962.64

CMT.lnv (mmusd@2021)'

639.30

635.23

750.58

424.56

349.89

195.09

150.12

149.89

119.11

131.54

125.79

136.53

3,807.64

Real.lnv (MMusd@2021)2

421.76

116.34

11516

153.61 293.44

2020 o 2021 o Total 68

o 25 2,836.41 2,892.61

o o 465.55 465.55

71 121 21,536.94 25,716.54

Tabla 9. Real e1ecutado por el Operador en la As1gnac1ón (agosto de 2014-marzo de 2021).

(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)

14235

22.91

1,265.57

r I iye I c.tlVI; 1de r ,i. 1d,1 r r e1 k. 1gn,-rar10 d1. :u ·e el i:- n ll'} d:JfJ ' . d 1emtre ¡.o 2fJ"' é1 eff n e r E H r inJ 1orh:>~ ~ ~MA 1

, vet\,on ref:\O•" Jd por el A5 qn 1· 1r10 corre J)Ofldr nto , pesos:· ):O t, f)l'>So,;,: i,. 6. ~ ,,J.2C 7 PG'SO • 21) 8 r,eso J, .J p -,os., 201'.0 "' r ,o illC2 re~~1vam r•e 1 n\ r iones y g:.lStos d opo d'"•On de Jo r .lf eI u oo .3:Ctu 11,i:.adus pesos .i..,!02 Factores F,,pn•e hn¡,s na•a bl gov ,e,rcr query 1c<;,_1\ts'q· WPUOOOO 00

t< J, :.t , 10 y ''t ~ 1e omr: :.J \J' IIIZJ Jr')S son Tipos de Cambio pesos/usd u r,t ~t'P wv ~ tw '"º or · "''

,. '

o • ··22 rus3

... ,/

M

~ ss,

Nota: Las actividades e inversiones considerados en la Tabla 9, corresponden únicamente a lo presentado mediante los informes mensuales de conformidad con lo establecido en el artículo 100, fracción I de los Lineamientos.

Año

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Total

Perf. Term. RMA lnv. (Real-CMT) (Real-CMT) (Real-CMT) (Real-CMT) (mmusd@2021}

-7 -4 -17 -217.54

-12 -12 -14 -518.89

-3 -3 -17 -635.42

5 4 -13 -270.95

27 28 21 -56.45

-1 -1 11 -52.74

o o -41 -127.21

9 12 -70 -1,879.20

Tabla 10. DesvIacIones entre el CMTy lo Real e1ecutado (agosto 2014-marzo-2021) por el Operador.

(Fuente: Comisión)

Tomando en consideración la Tabla que antecede y con el objetivo de identificar si la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Asignatario considera las actividades necesarias para dar cumplimiento al CMT, a continuación, se presentan las metas físicas e inversión contempladas para su eJecución dentro de la propuesta del nuevo Plan, ver Tabla 11.

año Perforación Terminación RMA Inversiones

PDE Propuesto PDE Propuesto PDE Propuesto PDE Propuesto

2021 3 3 2 57.62

2022 5 5 72 259.9

2023 s 5 14 128.19

2024 5 s 12 97.85

2025 4 4 11 98.4

2026 o o 12 73.39

TOTAL [junio 2021-2026] 22 22 12:J 715.:JS

Tabla 11. Metas físicas contempladas en la propuesta del nuevo Plan, 2021-2026.

(Fuente: Comisión -:on información presentada p or e l Operador)

De conformidad con lo plasm 3do en los resultados de la evaluación parcial al cumplimiento del CMT (horizon te 2015-2026) presentados en la Tabla 12, se identifica que la propuesta de modif icaciór al Plan de Desarrollo contempla mayor actividad física, sin embargo, en términos de imersión no es factible alcanzar con lo establecido en el Anexo 2 (CMT) del Título de la Asi =3nación.

Perforación Terminación RMA Inversiones

P[)E Propuesto PDE Propuesto PDE Propuesto PDE Propuesto

Metas del PDE Propuesto 22 22 123 715.35 Ounio 2021-2026]

Real Ejecutado 68 71 151 1,265.58 [agosto 2014-marzo 2021]

Metas del CMT 59 59 209 -3,807.64 {2015-2026]

Diferencia 31 34 30 -1,826.71 [(Metas PDE+Real)-CMT]

Ta bla 12. Evalua ción p -:iretol o/ cumpl,m1ento del CMT, agosto 2014-2026. (Fuente: Comisión con información presentado por el Operador)

Modificación al Plan de Desarrollo

El det alle anual de las actividades que son consideradas como parte del proyecto de desarrollo documentado para la Asignación se indican en la Tabla 13, señalando que el período que se considera para la modificación al Plan de Desarrollo únicamente abarca hasta la vigencia de la Asignación 2034.

Actividad 2021• 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Subtotal

Perforaciones desarrollo (Número) 3 5 5 5 4 22

!Terminaciones desarrollo (Número) 3 5 5 5 4 22

Reparaciones Mayores (Número) 2 72 14 12 11 12 10 11 15 10 7 4 7 . 187

Reparaciones Menores • (Número) 310 1124 1198 1184 1286 1250 1010 484 198 214 190 148 129 107 8,832

Instalaciones (Número) o Duetos (Número) l 1

!Taponamientos (Número) 20 10 6 12 10 17 32 53 32 34 19 31 15 17 308

~bandono de duetos • (Número) o ~bandono de infraestructura • (Número) 1 l

Inversión (MMusd) 57.62 259.9 1 128.19 97.85 98.4 73.39 46.84 63.2 54.16 55.03 31.97 18.93 20.95 12.13 1,018.56

kiastos de Op. (MMusd) 114.47 217.5 215.95 204.38 183.5 167.19 135.38 112.13 98.37 94.28 88.1 69.7 55.62 41.18 1,797.75

k>tros egresos (MMusd) - - - - - - - . .

Actividad 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 Subtotal TOTAL

Perforaciones desarrollo (Numero) o 22

Terminaciones desarrollo (Número) o 22

Reparaciones Mayores (Número) 2 1 1 4 191

Reparaciones Menores• (Número) 96 59 52 42 24 26 24 8 . 331 9 ,163

28 1 " · _. , ...-.f'í "'-r~~~t ::r-::~

gob.rnx/cnh ondasmexico.gob mx hidrocarburos.gob mx · · , : :· · . :','; . . . .,,

Instalaciones (Número) o o Duetos (Número) o 1

Taponamientos (Número) 33 25 18 11 15 11 13 11 10 147 455

Abandono de duetos • (Número) 6 8 11 10 7 30 72 72

Abandono de infraestructura • (Número) 3 3 4

Inversión {MMusd) 14.42 10.21 6.81 7.09 4.44 4.39 4.87 2.24 6.45 60.92 1,079.48

Gastos de Op. (MMusd) 29.69 18.51 13.84 9 .89 8.04 5.85 4.36 2.81 0.37 93.36 1,891.11

Otros egresos (MMusd) - - - - - - - o o . . . . . . ..

Tabla 13. Act1V1dades f1s1cas y costos contemplados en lo mod1ftcoc1on ol Pion de Desarrollo . (Fuente: Comisión con información presentado por el Operador)

Jed r no 01

Je 1-a :1r \l es :¡ r,...3rt r m ,e 1, 2 } Je 1ocle':.A ,; m

' ; ni.-1 i'lntPrnm1 r 'º d IJ') 1r"S 113 1or,~ fue• J <J.- la c. >n . r l 1 v CJ n ·1, parn r -'3! / 1c 1\1dld~s r r 1l t'>1

Sin perjuicio de lo anterior, el Operador deberá tomar en consideración que la v igencia del Plan se encuentra previsto hasta el año 2043, aunque la v igencia de la Asignación 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 el Operador, cuente con derechos de Extracción que le permitan continuar con la misma al amparo de una Asignación, conforme al artículo 5 de la Ley de Hidrocarburos.

En las Figuras 19, 20 y en las Tablas 74 y 75 se observa el comparativo de los escenarios de producción del Plan Vigente, producción histórica rea l y el escenario de la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo, tanto para aceite como para gas.

Aceite Plan Vigente Real Plan Propuesto Plan Propuesto

2019-2034 2019-2021* 2021-2034** Volumen para recuperar

93.49 11.45 77.24 (MMb) ..

Tablo 14. Comporoc,on del volumen de aceite o recuperar. (Fuente: Comisión con información presentado por el Operador)

• Oql periodo de octubre 2019 a marzo 2021 º"Plan Prnpucslo a la vige11c1a de la As1gnac.ión ··· Del penodo de Junio 2021 a d)Cicmbre 204.3

29

2021-2043***

82.31

1

gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos gob mx , 1 ' • j 1 .. - , ' • /'

30

2S -o _g- 20 ¿ o s a

10

Vigencia de la Asignación

100

90

t30

70

60

::iO

.-.()

-zo :?O

10

o

- Q) )1 r1 r p..i --. o - Qo - Qo 11 VICJ n•

- Np

Gas

Volumen para recuperar (MMMpc)

- n > nDr n

Figuro 79. Pronóstico de producción de aceite. (Fuente: Información presentado por el Operador)

Plan V ir1ente Real Plan Propuesto 2019-2:)34 2019-2020" 2021-2034**

50.89 8.23 37.20

Tablo 75. Comporoc1ón del volumen de gos o recuperar. (Fuente: Comisión :on información presentado por el Operador)

Plan Propuesto 2021-2043***

38.19

.D ¿ 2 Q. z

• Del periodo de ocu.ibre 2019 a marzo 2021 a Cas Hidrocarburo {sit resta,on ~ compor,eNes t-l,S, CO, y N, de las. bases de producción propo,cl'Of'adas por l¡) D1recc1ón Cen-e,al deMedac16rl) •· Plan Propuesto a la vtgenc,a de la As19Nc1on ···oea penodode ¡unio 2021 a d,cicmbre 2043

o

o a

o o r...

- 09 C r PI r, V rg nt

~ Vigencia de la

Asig~ación 1 1 1 y

- o - Gp Plan r pJ to

Figuro 20. Pronóstico de producción de gos.

60

~0

40 Q.

.30 ~ ¿

a.. 20 e;

o

o

nV nt

(Fuente: Información presentado por el Operador)

¡:;¡ N l"l --t l/l Ul r-- 00 (J"I o f,j Hidrocarburo N N N N N N N N l"l o o o o o o o o o o o

N N N N N N N N N N N

Producción de 19.69 2393 23.94 23.83 2196 2016 16.95 14.00 12.41 1155 10.42

aceite (Mbd)

Producción de gas 9961 12.318 14.052 12235 11.506 10.031 7.595 5.976 4.821 5.085 4.725

(MMpcd)

--t l/l Ul r-- 00 (J"I o ~ N l"l Volumen a Hidrocarburo l"l l"l l"l l"l l"l l"l --t --t --t recuperar o o o o o o o o o o

N N N N N N N N N N (2021-2034)

Producció n de 5.38 4.02 2.62 222 1.59 129 0.93 0.70 0.45 0.06 77.24

ace ite (Mbd)

Producción de 1.753 l.143 0 .640 0.300 0.213 0.168 0.118 0.086 0056 0.008 37.20

gas (MMpcd) .. . .

Tablo 16. Pronóstico de producc,on de aceite y gas del Pion Mod1f1codo . (Fuente: In formación presentado por el Operador)

N l"l o N

l"l l"l o N

8.28 699

3.483 2.555

Volumen a recuperar

(2021-2043)

82.31 MMb

38.19 MMMpc

I Producc1on oce,ce 2020 (8 11 MBd) =- Volvmen REAL oce,te enero•nov1embre (736 MB} • ESTIMACIÓN de volvmfm oc:eHe c;Jieiemtm~ (O 75 M8} / 366 y Produccrón 90s 2020 (S 42 MMpcd) - Volumen REAL gO$ l>nero-noviembre (4 94 MMpc} • ESTIMACIÓN Volumen de gas áictembre (0✓.8 MMpc. / J6G

En la Tabla 17 se presenta la comparac1on del volumen de h idrocarburos a producir anualmente para el Plan Vigente y el Plan Propuesto, donde se puede observar que para el año 2021 y después del año 2030, existe una variación mayor al treinta por ciento.

2021 2022

Plan Vig ente 2950 29.65 (MMb)

Plan Propuesto 20.T 23.93

(MMb)

Variación -29.8 19.3

(%)

2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

26.57 23.86 22.08 19.44 17.62 13.35 1.02 8.85

23.94 23.83 2196 20.16 16.95 14.00 1241 P 55

99 -0.l 0.5 3.7 3.8 49 12.6 30.5

.. Tablo 17. Comporot,vo de producc,on entre Piones

(Fuente: Com isión).

2031 2032 2033 2034

7 .82 6.26 4.37 2.79

10.42 8.28 699 5.38

33.2 32.3 60.0 92.8

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

f.l) Características geológico - estructurales Dentro de la Asignación se cuenta con 37 líneas sísmicas con objetivo Mesozoico Figura 21, las cua les, fueron adquiridas y procesadas en diversos estudios realizados entre los años 1977 a l 2008, estas líneas sísmicas cuentan con una calidad regular y cuentan con

1f' ' ! , \ . \,..~\;>_,: gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx ', , · \\. ·:,, ;:,

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31

diferentes procesados en su mayoría Post Apilado. A nivel Terciario la Asignación no cuenta con esta información 2D.

Figuro 21. Mopo de ubicación e e los líneos sísmicos 2D Campo Somorio a nivel Cretócico. {Fuente: lnlormoción presentada por el Operador)

A nivel cretác ico la Asignación se ubica dentro del cubo sísmico 3D Antonio J. Bermúdez, el cua l cuenta con u na superficie de 725 Km2 y fue adquirida en el año 2005 con objetivo Mesozoico, dicho estudio se ubica en la Región Sur, dentro del Estado de Tabasco, abarca parte de los municipios de Cunduacán y Nacajuca, como se muestra en la Figura 22.

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gob.mx/cnh

Figuro 22. Ubicación del cubo sísmico 3D Antonio J. Bermúdez. (Fuente: Información p resentada por el Operodor)

f .2) Perforación de pozos

Con respecto a la actividad de perforación de pozos, en la Tabla 18 se presenta la comparación del Plan Vigente 2019-2034, real 2019-2021 y el Plan Propuesto 2021-2043, donde se puede observar que, comparando e l Plan Vigente y lo rea l ejecutado, existe variac ión de un total de 7 perforaciones que el Operador no rea lizó, resa ltando q ue 5 perforac iones debieron haberse rea lizado en e l año 2020, por lo que la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo actua liza lo dispuesto en el artícu lo 62, fracción 11, de los Lineamientos.

Perforación de 2019

Pozos

Plan Vigente -

Real (2019-2021) -

Plan Propuesto -

Perforación de 2032

Pozos

Plan Vigente -

Real (2019-2021) -

Plan Propuesto -

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

5 2 - - - - - - -

- - - - - - - - -

- 3 5 5 5 4 - - -

2033 2034 2 )35 2036 2037 2038 2039 2040 2041

- - - - - - - -

- - - - - - - -

- - - - - - - -. . . ,

Tablo 18. Comporot1vo de oc t1v1dod de perforoc,on entre Piones {Fuente: Comisión)

-

-

-

2029 2030

- -

- -

- -

2042 2043

- -

- -

- -

La propuesta de modificación al Plan de Desarrollo considera la perforación de 22 pozos de desarrollo, los cuales se divide·, en tres tipos dependiendo de la profundidad, diseño de tuberías, tipo de terminación, tecnologías a implementar y formación objetivo. En la Figura 23 se presenta el estado mecánico del pozo "Tipo I", e l cual e l Operador propone implementar en la presente modificación y tiene como objetivo la formación Cretácico. Este arreglo se pretende utilizar en los pozos Samaria-6121 y Platanal-5101 y se compone de cinco etapas, iniciando en TR de 20" y terminando e l pozo en liner de 5" con TP de 3 ½ " acondicionado con mandril para BN y camisa mecánica.

2031

-

-

-

TOTA L

7

o

22

Figuro 2J. Estado mecánico poro perforación de pozo Tipo I con objetivo Cretácico. (Fuente: Información presentado por el Operador J

El Operador contempla perforar 20 pozos en formaciones de arenas del terciario, para lo cual considera perforar 2 pozos del tipo 11 con objetivo a la A rena-8 y 18 pozos del tipo 111 con objetivo al yacimiento de las Arenas 6-4-1.

En la Figura 24 se presenta el estado mecánico de l pozo "Tipo 11", el cual tiene como objetivo la formación del terciario (arena 8). Este arreglo se compone de tres etapas, iniciando en TR de 13 3/8" y terminando e l pozo en TR de 7" con TP de 3 ½" acondicionado con mand ril para BN, camisa mecánica tipo "F" para alojar bomba de BHJ, empacador mecánico, colgadores hidráulicos y tubería embobinada para explotar diferentes intervalos.

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Figuro 24. Estado mecánico poro perforoción de pozo Tipo II con obj etivo en Terciorio (orena 8). (Fuente: Información presentado por el Operador)

La Figura 25 presenta el estado mecánico del pozo "Tipo 111", y tiene como objetivo la formación de arenas del Terci a rio (A-6-4-8). Este arreglo se compone de tres etapas, iniciando en TR de 13 3/8" y terminando el pozo en TR de 7" con TP de 3 ½ " acondicionado camisa mecánica, empacador mecánico, colgadores hidráulicos y tubería embobinada para explotar diferentes interva los.

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Figura 25. Estado mecánico poro perforación de pozo Tipo 111 con objetivo en Terciario (arenos6-4-1). (Fuente: Información presentado por el Operador)

En la Tabla 19 se muestra el cronograma de perforación de los pozos programados en la Asignación, profundidad, tipo de terminación, cost o y objetivos geológicos.

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uEI costo total, incluye costo de perforación y te ·mi nación del pozo

Tablo 19. Cronograma de perforación de pozos programados en la Asignación. (Fuente: lnfc rmación presentado por el Operador).

En las Figuras 26 y 27 se present .in los esquemas mecánicos que propone el Operador para el taponamiento de pozos en la formación Cretácico y Terciario respectivamente.

Figuro 26. Esquema mecánico a considerar paro el toponomiento de pozos en Cretócico. (Fuente: Información presentada por el Operador)

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Figura 27. Esquema mecánico a considerar paro el taponamiento de pozos en Terciario. (Fuente: lnfJfmación presentada por el Operador)

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gob.mx/cnh

f .3) Principales tecnologías a implementar

Como pa rte de las principales tecnologías que el Operador propone implementar en la Asignación, se encuentran las siguientes:

• Registro FMI para e l cálculo de porosidades y permeabilidades en las arenas del

Plioceno - M ioceno calibradas con pérdidas de lodo, análisis de núcleo y

manifestaciones durante la perforación. • Estudios de núcleos y muestras de cana l para la determinación de la composición

mineralógica, porosidad, permeabilidad y análisis de estudios petrográficos y

diagénesis. • Cementación de TR empleando copies multietapas para evitar contaminación de

cemento, asegurar la hermeticidad, reducir pérdidas durante la cementación de

secciones largas. • Utilización de accesorios térmicos para permitir la explotac ión de las zonas de

aceite extra pesado. • Control de arena para mitigar arenamientos en los pozos por migración de finos.

• Uti lización de disparos Big Hole permite generar túneles con mayor diámetro de agujero con la finalidad de una mejor explotación de las arenas.

• Utilización de tapones tipo sombril la y cemento que permite el aislamiento de

intervalos sin la necesidad de recuperar el aparejo de producción. • Inyección alterna de vapor para incrementar e l factor de recuperac ión del aceite

extra pesado. • Bombeo neumático para proveer energía al pozo para levantar los fluidos del

yacim iento mediante la inyección de gas. • Bombeo de cavidades progresivas y bombeo mecánico para altas temperaturas

para mejorar la vida productiva del pozo en la etapa inicial del ciclo en caliente.

• Aparejo de bombeo mecánico con manejador de arena para prevenir e l daño del pistón y barril de la bomba al derivar los sólidos.

• Bombeo multifásico para el aseguramiento de flujo en superficie y reducción de

contra presión.

f.4) Método de Recuperación Secundaria o Mejorada

"El Programa de Recuperación Secundaria o Mejorada (en adelante, Programa), fue documentado por el Operador conforme a los artículos 5, apartado A, 6, 7 y 8 de los LTMRSM. Cabe señalar que para la evaluación de la viabilidad técnica y económica del Programa esta Comisión tomó en consideración los criterios establecidos en el artículo 10 de los LTMRSM por lo que para su aprobación ha sido incorporado al presente Dictamen Técnico. Asimismo, y de conformidad con el artículo 11 de los LTMRSM el Programa presentado por el Operador contiene los siguientes elementos:

l. 11.

111.

Resumen ejecutivo que incluya los elementos generales del Programa Resultados del Estudio de Campos Análogos y Tablas de Apoyo de los procesos de Recuperación Secundaria y Mejorada Resultados del Estudio de Factibilidad Económica probabilista

41 - .·~ ' ;!, ·\··:,-·-~-~fJ

gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarbum~.gobmx . , : ,, ¡:'.· )_ ,\ .:.j_l

IV. Resultados del Estudio de Factibilidad Técnica del Programa, y V. Las conclusiones de la evaluación del Programa presentado, en donde se

indique si cumple o no con la viabilidad técnica y económica para maximizar la rentabi lidad del Yacimien1o.

f.4.1) Resumen ejecutivo que incluya los elementos generales del Programa

Este programa es presentado pcr PEP, y está enfocado al yacimiento 6-4-7 del Campo Samaria, el cual se conforma de arenas no consolidadas, productoras de aceite extrapesado a profundidades qLe van de 500 a 7,200 md. El Operador menciona que estas arenas son altamente com olejas por su distribución continua, sin embargo, en el año 2009 se inició la explotació11 de éstas mediante una Prueba Piloto de Inyección Alternada de Vapor (PPIAV) con la perforación de 8 pozos productores de aceite extrapesado. Posteriormente, en los años 2073 y 2074 se masificó el proceso de IAV y se intensificó la perforación de pozos para explotar aceite extrapesado, con lo cual, a finales del 2074 se alcanzó e l pico máximo de producción con 22.7 Mbd y 77.5 mmpcd de gas. Derivado de los resultados obten idos durante la PPIAV, la propuesta por el Operador para continuar con la explotación de c~ste yacimiento es el continuar con las fases 2 y 3 de la Prueba Piloto de Inyección Continua de Vapor (PPICV) y posteriormente con la Inyección Continua de Vapor (ICV).

La PPICV mencionada por el OpE radar, está dividida en tres fases, las cuales se aplicarán de manera secuencial en tres diferentes zonas del Campo. La primera fase fue aplicada en mayo de 2078 culminando exi':osamente en abril de 2019, con base en los resultados y lecciones aprendidas de esta fase, se diseñaron los arreglos a emplear en las zonas 2 y 3, así como los gastos de inyecciór de vapor. Además, se calibró el modelo de simulación de la Zona 1, a fin de poder deter ninar el potencial de este proceso en comparación con la IAV.

La aplicación de las fases 2 y 3 de esta prueba son de vital importancia, toda vez que no solo confirmarán los resultados ele la fase l , sino que permitirán identificar los arreglos y gastos de inyección óptimos q u ? deberán aplicarse en el caso de una masificación del proceso. El patrón de inyección empleado en la fase l de la PPICV fue de tipo lineal, resultando no ser el más eficiente, razón por la cual, en las fases 2 y 3 los patrones de inyección serán arreglos irregulares pero referenciados a arreg los de cinco o seis pozos invertidos (pozo inyector en meaio, rodeado de pozos productores). para la apl icación de la PPICV en las Zonas 2 y 3, los g,:neradores de vapor suministrarán vapor a dos pozos, a fin de poder optimizar el uso de Hstos y reducir costos.

El Operador hace énfasis que de ;;er exitosa la PPICV, este proceso podría implementarse en algunas zonas y después de un análisis riguroso, puede extenderse a la aplicación simultánea a la IAV, lo anterior, a fin de aprovechar las zonas en donde previamente haya existido aporte de calor y de est a forma maximizar el factor de recuperación.

El diseño de la PPICV en las /,renas 6-4-l del campo Samaria cuenta con d istintos objetivos, tiene una duración esr:, ecífica y no pretende la recuperación total de la reserva; el volumen de yacimiento a impactar es pequeño y las zonas fueron seleccionadas cuidadosamente, a fin de poder implementar de forma secuencial en cada una de las fases las lecciones aprendidas en fases previas.

De esta manera, la PPICV pretende los siguientes objetivos:

42

gob.mx/cnh

- ( .• , ,· ~ ' ,f ! i . • \ "' ~

rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx , , ' · . /

• Explicar cuáles son los mecanismos de producción que han operado sobre el aceite durante la IAVy cuáles actuarán durante la ICV.

• Definir un arreglo óptimo para la inyección continua de vapor.

• Diseñar un plan de monitoreo que permita tomar decisiones que ayuden a

mantener los valores de relación agua-aceite fijados en el plan de explotación.

Es importante mencionar que los escenarios de ICV presentados por el Operador, parten de un modelo de simulación, que considera propiedades roca-fluido obtenidas de pruebas de núcleos y petrofísica de pozos, así como propiedades de fluidos PVT y con la implementación del proyecto de recuperación el Operador estima obtener un volumen incremental de 2.01 MMb de aceite, lo que implica un incremento del factor de recuperación de 1.31% por la inyección de vapor en e l periodo 2021-2037.

En e l yacimiento Terciario se plantea la lAV en 12 pozos los cuales cuentan con condiciones mecánicas y de yacimiento para su aplicación para lo cual, para su explotación, el Operador plantea efectuar dos perforaciones con su respectiva terminación, siete RMAycuatro RME para e l acondicionamiento de los pozos (conversión a pozos térmicos), así mismo se consideran 73 estimulaciones térmicas (1 estimulación por año y por pozo) a través de generadores de vapor portátiles que actualmente operan en la Asignación para la continuidad operativa del yacimiento.

En lo que refiere al yacimiento Cretácico, el Operador presentó la evaluación del proceso de recuperación, donde hace énfasis que, en este yacimiento, sigue siendo viable la inyección de agua aplicando una redistribución de los pozos inyectores. Con base en este proceso, llevó a cabo el estudio de factibilidad económica, del cual obtuvo un VPN después de impuestos negativo, por lo que indica que el proyecto no es económicamente viable. Además, menciona que el estudio lo llevó a cabo con la información actual disponible, costos clase V y condiciones actuales del mercado.

f.4.2) Resultados del Estudio de Campos Análogos y Tablas de Apoyo de los procesos de Recuperación Secundaria y Mejorada

Los procesos evaluados por el Operador fueron basados en estadísticas de campos con procesos exitosos y que reflejan los criterios de selección recomendados; pretendiendo identificar los procesos potenciales que apliquen al campo Samaria (Arenas 6-4-1) y encontrar campos análogos a nivel mundial que permitan conocer los resultados obtenidos con procesos similares implementados en esos campos. El criterio general usado para este caso es basado en las estadísticas de procesos comercia les operados exitosamente. Esta evaluación, e l Operador la llevó a cabo través de la herramienta EOR SELECTOR 1.0, tomando en cuenta numerosos yacimientos alrededor del mundo, donde se han aplicado diferentes tipos de procesos de Recuperación Mejorada (EOR). Los métodos analizados fueron los siguientes:

• Inyección de gas hidrocarburo • Inyección de CO2 (Miscible e In miscible)

• Inyección de agua con surfactantes • Inyección de agua con polímeros • Inyección de agua con cáusticos o alcalinos

• Aguas inteligentes (smart water} • Combustión ln-situ (Aire) • Inyección de vapor • Inyección de nitrógeno • Aguas inteligentes (smart water) en combinación con otros métodos • Hidroprocesamiento in situ

Así m ismo, se incluyeron procesos que han estado surgiendo como variantes de los convencionales, por ejemplo, drene gravitacional con vapor (SAGD). inyección cíclica de vapor (CSS), inyección alternada d e agua y gas (WAG) y doble desplazamiento (DDP). La información que se usó de cada yacimiento incluyó parámetros importantes, tales como:

• Profundidad y terrperatura de la formación • Propiedades de lo~, fluidos (densidad y viscosidad) • Propiedades de la •oca (porosidad, permeabilidad)

Con base a los resultados obter idos por la herramienta EOR Selector los procesos de inyección de vapor, inyección de aire e ISUT, podrían ser potencialmente aplicables para el campo Samaria (Arenas 6-4-l ), debido a sus bajas densidades, altas viscosidades y permeabilidades. La inyección ele vapor seria potencialmente el más apl icable a este campo; y la inyección de aire después de la inyección de vapor, complementaría la extracción ú lt ima del recurso d ?positado en el yacimiento. El proceso de ISUT, es un método emergente que está en estudio y podría ser aplicado en este campo en caso de ser exitoso.

En cuanto al proceso de inyección de vapor, este puede ser aplicado mediante inyección alternada de vapor (IAV) e inyE cción continua de vapor (ICV}, en donde el vapor es inyectado para reducir la viscos dad y por lo tanto incrementar la movilidad del aceite durante la fase de producción del pozo. Estos métodos, usualmente se emplean en yacimientos de aceite pesado y extrapesado que contienen crudos cuyas viscosidades son un factor limitante para alca 1zar gastos de producción natural a n iveles comercia les.

A continuación, se muestra er las Tablas 20, 21 y 22, aquellos campos que tienen características similares de permeabilidad, porosidad, densidad, viscosidad y profundidad con relación al C1mpo Samaria (Arenas 6-4-1). Lo anterior, permitió al Operador ident ificar los factores de recuperación obtenidos y el tipo de proceso que se implementó en estos campos a 1ivel mundial.

Campo País K(mD) 12) (%) Proceso Formación Samaria (6-4-1) México 5,000 30 vapor Arenas tv' dway Sv1sl::-1 EU.A. 4,500 325 Vapor An.·1as

T3ngleflags Nort 1 Canada 5,000 30 Vapor Arenas SanJas, Chim 5.000 33 Vapor Arenas )'la:o 3 l1d,a 5,000 28.6 Poli meros Arenas

Tabla 20. C ::impos onC'logos con respecto a la permeabilidad y pons1dad (Fuente: Ir formación presentado por el Operador).

Campo País µ (cp) p (ºAPI) Proceso Formación

Samaria (6-4-1) México 5,000 10 Vapor Arenas

M1dway Sunset E.U.A. 5,000 13 Vapor A•enas

M1dway Sunset E.UA 5,000 13 Vapor Arenas

Cyrnr,c EU.A. 5,200 12 Vapor Arenas

M1dway E.U.A. 5,000 11 Vapor Arenas no consolidadas

M1dway E.U.A. 5,000 12 Vapor Arenas no consolidadas

Guapo Tr•nidad 5,500 ll Vapor Arenas

Parrylands Trinidad 5,500 11 Vapor Arenas

Parrylands E Trinidad 5,000 11 Vapor Arenas

BEP Cerro Negro Venezuela 5,000 8.5 Vapor Arenas Tabla 21. Campos onologos con respecto o la v1scos1dod y densidad.

(Fuente lnformac1on presentado por el Operador).

Campo País Prof (m) p (ºAPI) Proceso Formación

Samaria (6-4-1) México 875 10 Vapor Arenas

Lean Lean

Lean

Lean

Shu 17 5

Ch'na 916.99 14.5 Vapor Arenas/cong omerado

Chrna 916.99 14.5 Vapor Arenas/conglomerado

Ch na 91699 14.5 Vapor Arenas/cong omerado

Ch,na 91699 145 Vapor Arenas/cong omerado

China l 0'6.56 13 Vapor Arenas Tabla 22. Campos onologos con respecto o lo profundidad y densidad

(Fuente. lnformoc1on presentado por el Operador)

Una vez analizado los campos análogos internacionales, el Operador determinó un factor de recuperación adecuado para futuros proceso de recuperación mejorada, como es el caso de las areniscas del campo Samaria. De esta discretización obtuvo 22 campos internacionales, en los cuales se han realizado procesos de recuperación mejorada con inyección cíc lica y continua de vapor, los cuales cuentan con el incremento del factor de recuperación por dicho proceso. Ajustada la distribución, realizó la simulación en la cual obtuvo los percentiles, los cuales están asociados a los factores de recuperación atribuibles a los procesos de recuperación mejorada por inyección de vapor (cíclica+continua). Los valores obtenidos son: 14.02%, 30.89% y 45.44% que corresponden a los percentiles 10, 50 y 90, respectivamente. Por lo que el Operador concluye que e l valor de 30.89% es el factor de recuperación con 50% de probabilidad de ocurrencia para los procesos de inyección de vapor (cíclica+continua), ver Figura 28.

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Figura 28. PNce,wtes 10 50 y 90 de los t 1ctores de recuperoc1on de aceite mediante procesos de nyecc,on de vapor

(Fuente: /nf, >rmoc,on presentado por el Operador)

f.4.3) Resultados del Estudio d,~ Factibilidad Económica Probabilista

El Operador menciona que llevó a cabo el análisis económico para el proceso de ICV a aplicar en dos zonas del campo Samaria, en el yacimiento Arenas 6-4-l.

Las premisas económicas util izadas para la evaluación económica se presentan a continuación:

Horizonte evaluación: 202 -2043 Tasa de descuento: 7.5% a '"lual. Año base: 2021. Tipo de cambio: 20.8627 pesos/dólar. Precios de hidrocarburos ,?scenario medio. Gasto de Operación calcu ado con los factores del sistema DOCUPEP, GOM 20210113. Evaluación después de lrr puestos bajo el Régimen Fiscal de Asignación.

En la evaluación probabilística el Operador empleó la simulación de Montecarlo con base en la siguiente información para un horizonte de evaluación 2021 a 2043 (año base 2021):

• Escenarios mínimo, máximo y ganador del perfil de producción.

• Costos asociados al proceso de la inyección continua de vapor.

• Escenario bajo, medio y a to de precios de aceite y gas natural.

Además, consideró los siguientes supuestos:

o Con el fin de incluir la variabilidad de los volúmenes generó una distribución de probabilidad de los perfi lE•s de producción con base en un análisis de Swanson.

o Variabilidad en la inversión asociada al proceso de recuperación mejorada, por lo cual generó una distribución de probabilidad de las inversiones considerando un incremento o decremento del 15%.

Partiendo de estas premisas, e l operador realizó el Análisis de Riesgo Financiero con base en la variabi lidad de los precios de hidrocarburos, inversiones y de los volúmenes de hidrocarburos. Los ingresos están función de la producción y del precio de cada tipo de hidrocarburo. Los egresos se componen por los costos de inversión y operación, así como el pago de derechos e impuestos.

El análisis del Operador se centra en obtener los flujos de efectivo para cada una de las simulaciones de precios y volúmenes de los hidrocarburos para este proceso de IAV en e l yacimiento Terciario. Los resultados se presentan a través de métricas como el Valor Presente Neto (VPN) y de la Tasa Interna de Retorno (TIR).

Los indicadores económicos resultantes de la evaluación probabilista del proyecto de ICV en dos zonas del campo Samaria en e l yacimiento ARENAS 6-4-1 se muestran en la Tabla 23. Se presentan las probabilidades Pl0, PS0 y P90 antes y después de impuestos para los indicadores económicos de Valor Presente Neto (VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y Eficiencia de Inversión (VPN/VPI).

Indicador Económico Pl0 PS0 P90

Antes de Impuestos 358.1% 428.2% 516.7% TIR (%)

Después de Impuestos 104.1% 125.9% 150.8%

VPN Antes de Impuestos 86.39 97.64 108.85

(MMUSD) Después de Impuestos 19.34 23.84 28.56

VPN/VPI Antes de Impuestos 2.17 2.44 2.74

($/$) Después de Impuestos 0.48 0.60 0.72

Tabla 23. Indicadores econom,cos del proyecto de recuperación me1orada. Evaluación Probab111sta {Fuente· lnformac,ón presentada por el Operador).

Las Figuras 29, 30 y 31 presentan los resultados obtenidos por el Operador a través del histograma del Valor Presente Neto (VPN). de la Tasa Interna de Retorno (TIR) y de la eficiencia de la inversión (VPN/VPI) antes (gráfico inferior) y después de impuestos (gráfico superior).

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Estadísticos VPN (MMUSO) Después de Impuestos

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P90 2856 ---------- ~~ : :1 111

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Figuro 29. H stogroma del VPN antes y des pues de impuestos poro lo ICV en ARE:. NAS 6-4-/. (Fuente: In ormoción presenrodo por el Operador).

gob.mx/cnh

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Figuro 30. Histograma de lo TIR antes y después de impuestos poro lo ICVen ARENAS 6-4 ' (Fuente· lnformocion presenrodo por el Operador).

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gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx 1 .' . •/

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Estad1sticos VPNNPI ($/$) Antes de impuestos

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PSO 244

P90 274

1 1 1 1 1 1 1 1 1

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Estad1sticos VPNNPI ($/$) Después de Impuestos

P10 048

PSO 060

P90 072

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Figuro 31. f-ústogromo de lo VPN,/IIP/ ontes y después de 1mpues10s poro la ICV en ARE.NAS 6 4 1 (Fuente 111rormac1ón presentado por el Operodor).

El Operador enfatiza que, si se ccnsidera como indicador financiero el VPN DI, se tiene un valor positivo igual a 23.84 MMLISD con 50% de probabilidad. Al considerar la TIR como métrica, se observa que la ICV t iene una TIR esperada de 125.9%, con una probabilidad de TIR inferior a 0% de 0%, lo que siqnifica que los costos asociados serán recuperados.

gob.mx/cnh

f.4.4) Resultados del Estudio de Factibilidad Técnica del P rograma

El Operador menciona que la PPICV fue diseñada para ser aplicada en tres fases (tres diferentes zonas), las cua les f ueron seleccionadas después de un riguroso escrutin io, tal y como se muestra en la Figura 32. En la zona 1 se aplicó la primera fase de la PPICV y se localiza al Noroeste del campo.

(Fuente: Información presentada por el Operador).

Durante la primera fase de la prueba, el Operador menciona lo siguiente:

a) Inyección en pozos de la zona norte del campo. b) La prueba se llevó a cabo en 10 pozos d isparados en el yacimiento.

c) Detectó continuidad de las arenas. d) V isualizó el efecto de la inyección en otras zonas del campo. e) El porcent aje de agua producida fue menor al 30%, lo que indicaba alta saturación

de aceite.

El Operador hace mención que ejecutó múltiples corridas a fin de poder determinar las condiciones óptimas de inyección-producción para la fase 1 de la PPICV. Por lo qu0 del análisis realizado a la informacion obtenida de simulación, se concluyó que el escenario donde se obtuvieron las mayores producciones de aceite con la menor relación agua­aceite producida, bajo el cobijo de la optimización de la inyección de vapor-metano en un patrón tipo lineal, con los pozos inyectores Sam-653 y Sam-965, pozos productores Sa m-18, Sa m-631 y Sam-67 4 y pozo productor y observador Sa m-634 y Sa m-933, teniendo las siguientes condiciones de operación: calidad de vapor del 80%, con un gasto de inyección continuo de 600 bpd de aguci, baches de metano de 0 .6 MMpcd, durante 15 d1as con un cierre de 60 días y repetición periódica de los ciclos. Una vez concluida la etapa de diseño, el paso siguiente fue su aplicación en campo La Fase l de la PPICV dio 1nic10 formalmente del día 16 de mayo del 2018 con 6 pozos (los pozos inyectores Sam-

653 y Sam 965. pozos productores Sam 18, Sam 631, Sam 674 y Sam 933} confo, mados en un arreglo lineal, el arreglo se puede observar en la Figura 33.

Figura 33. Represen oc,on e oreo e o . ec os roJas son pozos ,nyectores y c/fcu os negros pozos productores. Estructura cc•n buzamiento mínimo de 74° en dirección norte-sur.

(Fuente.· Información presentada por el Operador).

De acuerdo con el comportamie 1to de la primera fase (Zona l} de la prueba piloto de inyeccion continua de vapor, as como a los factores de recuperación adicional y el estudio de campos analogos para los procesos de inyeccion continua de vapor.

Zona 2

Para el aná lisis del proceso de ií'yección continua de vapor de la Zona 2, el Operador seleccionó un área que compren je dos cuerpos de arenas explotadas en el 30% de los pozos y determinó emplear arreg os irregulares pero referenciados a arreglos de cinco o seis pozos invertidos (pozo inyector en medio, rodeado de pozos productores}. En la Figura 34 se muestran los pozos involucrados en la fase 2 (Zona 2) y en las Figuras 35 y 36 se observan los pronósticos de producción para la misma zona.

52

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Figura 34. Pozos involucrados en Zona 2 de inyección continua de vapor. (Fuente: Información presentada por el Operador).

Pronosticos de producción de aceite Zona 2

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Figuro 35. Pronóstico de producción de aceite con inyección de vapor para la zona 2. (Fuente.· Información presentada por el Operador).

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Pronosticos de producción de gas Zona 2

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- 1cv IAV Gp IAV + ICV (mmpc) Gp IAV (mmpc) - Gp ICV (mmpc)

Figuro 36. Pronóstico de pnducción de gas con inyección de vapor poro lo zona 2. (Fuente: lmormoción presentado por el Operador).

400

350

300 u 250 a. 200 ~ 150 ~ 100 (!)

50

o

En la Tabla 24 se muestra el volumen original y reserva remanente de la Zona 2, así como el factor de recuperación de 6.99¼ para la ICV de 6.99%.

Zona 3

Zona2

Volumen origir al (MMbls) 26.680

Np actual (M Ml>ls) 4.045

Reserva reman :nte IAV (MMbls) 1.428

Reserva reman ~nte ICV (M M bis) l.865

Reserva reman mte total (MMbls) 3.295

Reserva total (~1Mbls) 7.338

Fr actual (%) 15.16

Fr ICV (%) 6.99

Fr final(%) 27.50

Tablo 24. Volumen origino/ y reservo remanente poro lo !AV e ICV de lo Zona 2 (Fuente: Información presentada por el Operador).

Para el análisis del proceso de inyección continua de vapor en la Zona 3, el Operador seleccionó una arena de aproximadamente 30 metros de espesor. De manera similar a la Zona 2, determinó emplear arre~¡!os irregulares pero referenciados a arreglos de cinco o seis pozos invertidos (pozo inyEctor en medio, rodeado de pozos productores). En la Figura 37 se muestra el área con los arreglos visualizados en la zona norte (Zona 3)

gob.mx/cnh

Figura 37. Pozos involucrados en el Bloque Norte 111 (arenas E14A, E14B y El4C) de fo Zona 3 de ICV. (Fuente: Información presentado por el Operador).

En la Figura 38 se observa el perfil de producción de aceite y gas de la Zona 3 (Fase 3) y en la Tabla 25 se muestra el volumen original y reserva remanente de la Zona 3, así como el factor de recuperación de 617%.

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Pronosticos de producción de aceite Zona 3

3000

2500

2000 íii :o

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500

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- ,cv IAV • - Np (IAV • ICV) (ni>) f'lplCV (ni>) NplAV (ni>)

Pronost,cos de producción de gas Zona 3

O 16 300

O 14 250 0.12

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- ,cv IAV Gp IAV • ICV (!Tnl>C) - Gp IAV (,mpc) - Gp ICV (lffl'PC)

Figura 38. Pronóstico de producción de gas con inyección de vapor poro la zona 3. (Fuente: In ormoción presentada por el Operador).

Volumen original (MM bis) 25.000

Np actual (MHbls) l.315

Reserva remanente IAV (MMbls) 1.153

Reserva remanente ICV (MMbls) l.526

Reserva rem anente total (MMbls) 2.679

Reserva total (MMbls) 3.994

Fr actual (%) 5.26

Fr ICV (%) 6.11

Fr final{%) 15.98

Tabla 25. Volumen origir al y reservo remanente poro Jo /AV e /CV de lo Zona 3 (Fuente: Información presentada por el Operador).

gob.rnx/cnh

El Operador menciona que para continuar con la apl icación de las Fases 2 y 3 de la PPICV, no requiere de infraestructura adicional; ya que usará las mismas calderas del contrato vigente de inyección alterna de vapor con capacidad de 25 o 30 MMBTU/hra y presión de hasta 2500 psi, para alimentar simultáneamente a dos más pozos en una sola macropera.

La implementacion del proceso de recuperacion mejorada que propone el Operador necesita inyección de agua, para lo cual requiere de cuatro generadores de vapor ubicados en las macroperas. Estos generadores de vapor integran los procesos necesarios para el acondicionamiento del agua, tales como, generación de vapor e inyección al yacimiento con un volumen aproximado de 4 Mbd con el objetivo de inyectar vapor para incrementar la producción y mantener la energía del yacimiento La Figura 39 muestra el perfil de inyección de vapor de agua requerido para el yacimiento y en la Tabla 26 se menciona el gasto de agua a inyectar y el porcentaje de calidad de vapor de agua a emplear por pozo.

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Zona

Zona 2

Zona 3

Figuro 39. Volumen de lf ¡ecc on de vapor de ag JO

(Fuente: Información presentada por el Operador).

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Samaria-666

Samaria-690

Samaria-694

Samaria-698

Samaría-847

Samaría-637

Samaría-669

205

205

300

205

300

600

309

309

Calidad de vapor(%)

80

80

80

80

80

80

80

80

Tabla 26. Gastos de inyección de agua y calidad del vapor. (Fuente: Información presentada por el Operador).

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gob.rnx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx · . . . t j; // .: _ ,,'-..".,;~)

La Figura 40 muestra el programa y cronograma de actividades a ejecutar para la prueba piloto de inyección continua de vapor.

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Figuro 40. Programo de trabajo poro pruebo piloto de ICV (Fuente: ln:-ormoción presentado por el Operador).

Con el fin de evaluar el comportamiento y resultado del proceso de inyección continua de vapor en las zonas 2 y 3, el Operador considera el monitoreo de variables tales como: producción, presión, temperatua, características del aceite y agua, saturaciones de

fluidos, entre otras. La Tabla 27 muestra e l tipo y frecuencia de la toma de información considerada para cada variable, lo cual nos permitirá evaluar el proceso de ICV.

Información Frecuencia Objetivo Ejecutor

Datos de presión y En pozos inyectores

temperatura con para identificación

sensores en cabeza en Tiempo real posibles canalizaciones y

PESS los pozos productores e

en los productores el

inyectores efecto del frente de

vapor Admisión de los pozos

Parámetros de de inyección y inyección (calidad, Diario cuantificación de Cía

gatos, etc) energía suministrada al yacimiento

Ecómetros y cartas Para la optimización de

d inamométricas 2 veces a la semana las condiciones de PESS y Cía

operación Datos de agua Cada tercer día

La identificación del Operación (laboratorio oroducida frente de vapor Samaria l ltl

l al arranque, l cada mes, y en caso de Para definición de la

Laboratorio de Análisis Stiff and Davis presentarse incremento huella del agua de

Yacimientos (Castaño) del Fw en un rango del producción

10% Evaluar la atenuación de

Medición de producción 2 vez por mes por pozo

la declinación de Operación, Cía (aceite, gas y agua) producción o SERTECPET

incremental 1 vez cada 6 meses

(riesgo de la Registro de saturación temperatura) en los Para evaluar cambio de

COIAP carbono oxigeno productores y se la saturación de aceite

requiere recuperar equipo de BM

Temperatura en TR y TP en pozos cercanos

Diario Evaluar frente del vapor PESS/Operación

Crecimiento del árbol en pozos cercanos

Diario Evaluar frente del vapor PESS/Operación

Tabla 27. Plan de monitoreo de pozos productores e inyectores poro evaluación del proceso de ICV. (Fuente: Información presentado por el Operador).

f.4.5) Las conclusiones de la evaluación del Programa presentado, en donde se indique si cumple o no con la viabilidad técnica y económica para maximizar la rentabilidad del Yacimiento

Las arenas del yacimiento 6-4-1 del Mioceno del campo Samaria propuestas por e l Operador para implementar el proceso de recuperación mejorada por medio de la ICV, incrementan el factor de recuperación del Campo y otorga beneficio para el Estado, por lo que resulta técn ica y económicamente factible la implementación del proceso. Por lo anterior, esta Comisión aprueba el mismo en términos del Artícu lo 11 de los Lineamientos Técnicos en Mat eria de Recuperación Secundaria y Mejorada (LTMRSM).

1

f.5) Modelo de infraestructura

La Asignación no cambia su filos.::>fía de operación debido a que la modificación al Plan de Desarrollo presentado no considera construcción de instalaciones futuras, por lo que no contempla la construcción ce Complejos Procesadores, Terminal de Distribución, Baterías de Separación y ningu nc: otra obra de Infraestructura. Es importante mencionar que únicamente y con e l objetivo de tener flexibilidad operativa, el Asignatario considera la construcción de un oleogasoducto de 8" de diámetro x 0.240 km que fluirá del cabezal de recolección Samaria 94 al cab ezal de recolección Samaria 896. También y aunque no generan meta física, está conterr piada la línea de descarga y la línea de BN de todos los pozos nuevos que se van a perforar, ver Figura 41.

Figura 4 1. lnfroestructu1::i futuro poro el desarrollo de pozos en la Asignación. (Fuente: Información presentado por el Operador).

g) Mecanismo de medidón de la producción de hidrocarburos

Esta Comis1on, con base en la rev1sion y analis,s de informac1on presentada por el Operador respecto de la mod1f cac1ón del Plan de Desarrollo para la l:xtracc1on de la Asignac,on, identificó que en CL anto a la 1mplementac1on de los Mecanismos y Puntos de Med1cion de los H1drocarbu 1os producidos, advierte que estos se mantienen en los términos presentados y aprobaclos mediante la Resoluc1on CN H.04.004/2020 de fecha 21 de enero de 2020, no 1dent1ticando propuestas de mod1ficac1ón a los mismos

Producción y Balance

gob.mx/cn,,

El Asignatario manifestó que los sistemas de medición tipo fiscal, de transferencia, referencial y operacional de la Asignación se mantendrán en los mismos términos presentados y aprobados mediante la Resolución CNH.E.04.004/2020 de fecha 21 de enero de 2020.

Es importante mencionar que al límite económico (año 2043) la modificación al Plan de Desarrollo para la Ext racción de la Asignación consiste en rea lizar 22 perforaciones con su respectiva terminación, así como 191 RMA y actividades de mantenimiento de la producción base, ratificando que las nuevas localizaciones no modifican la filosofía de operación vigente, es decir, la producc ión tendrá el mismo reco rrido para su manejo y Sistemas de Medición descritos en la Resolución citada anteriormente.

Comercialización de la Producción

La estrategia de comercialización presentada por el Asignat ario contempla el uso de la red de infraestructura existente desde el área de Asignación hasta los puntos de venta. En virtud de lo anterior, para el manejo y proceso de la producción de la Asignación, se d ispone de una red de recolección que confluye a las Baterías d e Separación Samaria 11 y Samaria 111; en ambos casos la producción de la Asignación confluye a esas baterías junto con la producción de múltiples Asignac iones.

El aceite proveniente del área de Asignación cuenta con las siguientes características de calidad: 23.1 API y 2.61 %S (%masa) y t iene como destino final el Centro Comerc ializador de Crudo Palomas.

El aceite producido en el área de Asignación se empleará en las dietas de elaborac ión de las mezclas de crudo que se realizan en el mencionado Centro Comercia li zador, las cuales contienen las especificaciones para su Exportación y Refinación mostrados en la Tabla 28.

Tabla 28. Especificaciones del aceite e a As1gnac1on. (Fuente: Información presentado por el Operador).

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A objeto de realizar la comercia li lación, los escenarios de precios de Hidrocarburos de largo plazo se definen considerando la información disponible en el momento de su emisión. La metodología empleada por el Asignatario parte de la proyección de precios de un crudo marcador, como el Brent Dated o West Texas lntermediate, así como el precio del gas natural en el sur de Texas.

En virtud de lo anterior, los precii)s de cada tipo de petróleo que componen la canasta mexicana de crudos de export e ción se obtienen tomando en cuenta el diferencial histórico entre el precio de cada uno de ellos y los marcadores referidos en el párrafo anterior, incluyendo un ajuste en su comportamiento por las estimaciones de diferentes analistas del mercado.

El gas asociado que se produce e1 el área de Asignación tiene la calidad que se muestra en la Tabla 29.

Por su parte, el gas asociado que se produce en el área de Asignación se comprime en la Estación de Compresión Samaria II y se combina con las corrientes provenientes de la Estación de Compresión Cunduacán y Estación de Compresión Cunduacán 11 para fina lmente ser enviado al CPG Cactus.

Finalmente, dado el esquema de desarrollo de la Asignación, se considera la recolección procesamiento y el transporte de los Hidrocarburos extraídos del subsuelo, mediante un sistema de duetos, instalaciones de proceso que van desde los pozos hasta su punto de transferencia de custodia. A partir del punto de transferencia, la GOTLPS tiene establecido un Acuerdo de tarifas para la prestación de los servicios logísticos en los sistemas de Tratamiento y Logística Primaria, para acondicionamiento, almacenamiento y transporte hasta los distintos puntos de comercialización.

Las tarifas de transporte por con :epto de Logística son de 0.00* [USD/bbl] para el aceite y de O.O* [USD/Mpc] para el gas.

Por lo anteriormente expuesto, s.e considera que, con la información proporc ionada por el Asignatario, se da cumplimiento al numeral 4.2.5 de los Lineamientos al ser consistente con la filosofía de operación del hsignatario, considerando la infraestructura disponible y el aporte de producción para la elaboración de las mezclas mexicanas de exportación.

Finalmente, respecto al crudo 11arcador Brent Dated, se recomienda al Asignatario considerar identificar otro tipo d ? crudo marcador, pues las estadísticas del crudo Brent

muestran tendenc ias a la baja respecto a su volumen de producción y uso en el mercado internacional.

Obligaciones del Operador:

l. Los volúmenes y ca lidades del Petróleo y Gas Natural producidos, así como los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los formatos del Anexo l de los LTMMH y normatividad vigente, siendo firmados y validados por e l Responsable Oficial. Asimismo, el Asignatario deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balance alguno.

2. 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 e l artículo 32 de los LTMMH.

3. Deberá asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, el cua l deberá considerar un programa de autoverif icación, a través de Diagnósticos "actividad de eva luación realizada por personal del Asignatario o contratado por éste y que cuenta con las competencias suficientes como Auditor de primera parte conforme a la Norma Mexicana NMX-CC-19011-IMNC-2012 Directrices a la Auditoria de los Sistemas de Gestión", sin menos cabo de lo anterior, el Asignatario deberá seguir presentando los Diagnósticos Metrológicos ..

4. Deberá mantener actual izada la información a d isposición 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 mismo como lo establecido en el Plan de Desarrollo para la Extracción, 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 Gerenciamiento de la Medición.

5. Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, el Asignatario deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados mediante el presente Dictamen Técnico, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados lineamientos.

h) Programa aprovechamiento del gas natural

El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural (en adelante, PAGNA) de la Asignación fue aprobado mediante la Resolución CNH.E.37.002/18, de fecha 20 de junio de 2018. En dicha Resolución se sol icitó la actualización de los calendarios de actividades de las 70 Asignaciones que a la fecha de la Resolución cumplirían con la Meta de aprovechamiento de Gas en los términos referidos en e l Considerando Sexto fracción II de la Resolución citada, incluida la Asignación A-0296-M-Campo Samaria.

Mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2018 de fecha 13 de agosto de 2018, la Comisión recibió la actualización de dicho calendario de actividades. El 12 de noviembre de 2018 mediante oficio 250.718/2018 se emite respuesta de conocimiento por parte de la Comisión respecto a la actualización del calendario de inversiones y acciones para alcanzar la meta de aprovechamiento de gas.

63 f, ,' r •, ,

gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob mx , .1 ! .. ' ' J/·

El Operador p resentó en la m odificación al Plan de Desarrollo, el PAGNA, el cual fue analizado por esta Comisión, y se concluye que la Solicitud no considera una actualización debido a que el Operador ha cumplido y menciona que cumplirá con la Meta de Aprovechamiento de Gas (en adelante MAG), por lo que no se actualiza y se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión.

Referente a las acciones y proyEictos requeridos para el cumplimiento de la meta de aprovechamiento del gas, no se o rograman inversiones y actividad física en materia de adecuación o modificaciones de instalaciones para e l Aprovechamiento y Destrucción Controlada, debido a que, dese e el inicio de la presente modificación del Plan de Desarrollo, se contará con un ap r .:,vechamiento de gas de 98%.

En atención al artículo 39, fracci Sn VII de la LORCME, la MAG, iniciará y mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2021 hasta el año 2043, dicho porcentaje, .al como manifiesta el Operador se analizará con los indicadores de desempeño referidos dentro del Plan.

El PAGNA tiene como objetivo la maximización del uso y aprovechamiento del Gas Natural Asociado, basado en las Disposiciones Técnicas y normatividad aplicable en la mat eria. Teniendo como un máximo aprovechamiento del gas con base a las factibilidades técnico-económic2s, de conformidad con el artículo 11 de las Disposiciones Técnicas.

Las premisas para el cumplimiento del objetivo de este programa de aprovechamiento de gas correspondiente a la Asig 1ación:

o Alcanzar y mantener una 'v1AG del 98% para el resto de la vigencia de la Asignación en cumplimiento de l,1s Disposiciones Técnicas de la Comisión para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de h idrocarburos.

o Uso eficiente del Gas Natural Asociado, asegurando la capacidad de manejo, d isponib ilidad y confiabilidad del sistema de recolección, procesamiento, compresión y distribución de este en condiciones técnicas y económicamente viables.

o Administrar la declinación natural de la Asignación. o Cumplimiento al programa de mantenimiento de los equipos de compresión.

Características y compon<:mtes del gas

De acuerdo con la información disponible de los resultados de la cromatografía de gases de muestras tomadas, en la Tab a 30 se muestran las características y componentes del gas en el área de Asignación, jonde es importante señalar lo siguiente: El gas est á compuesto en un 81.11% molar de metano (CH,;) de acuerdo con los análisis efectuados, el peso molecular del gas es de 19.r+3 g/mol, con una densidad de 0.67 lb/ft3.

gob.mx/cnh

Tabla 30. Análisis de Jo composición del gas del Área de Asignación. (Fuente: Información presentado por el Operador).

El cálculo de la Meta de Aprovechamiento de Gas (MAG). se realizó de acuerdo con lo establecido en las Disposiciones Técnicas, con la fórmula que se muestra a continuación:

Donde:

MAG = Meta de Aprovechamiento de Gas

MAGt = [A+B+C+T] * 100 Gp+GA

t = Año de cálculo A= Autoconsumo (volumen/año) B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/año) e = Conservación (volumen/año) T = Transferencia (volumen/año) Gp = Gas Natural Asociado producido (volumen/año) GA = Gas Natural Asociado adicional n :> producido en el Área de Asignación o Contractual (volumen/año)

En la Tabla 31 se presenta la met , de aprovechamient o de gas anual hasta la vigencia de la Asignación (año 2034).

Programa de Gas (MMpcd}

Producción de GP

gas GA

Autoconsumo A

Bombeo B

Neumático

ConseNación e

Transferencia T

Gas Natural no Aprovechado

%de aprovechamien

to

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2037

9.961 12.318 14.052 12.235 11.506 10.031 7.595 5.976 4.821 5.085 4.725

93.950 95.788 93.634 88.048 77.788 69.791 55.108 44.676 38.201 36.lll 33.677

o o o o o o o o o o o

o o o o o o o o o o o

o o o o o o o o o o o 102.945 107.199 106.702 99.333 88.464 79.072 62.123 50.173 42.602 40.796 38.002

0.965 0.907 0.984 0.950 0.830 0.750 0.580 0.480 0.420 0.400 0.400

99.1% 99.2% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.0% 99.0% 99.0%

Tablo 31. Programa de Aprovechamiento de Cos hasta lo vigencia de lo Asignación (2034). (Fuente: ln(ormoción presentado por el Operador).

2032 2033

3.483 2.555

25.462 19.749

o o o o

o o 28.645 22.074

0.300 0.230

99.0% 99.0%

La Figura 42 muestra e l porcent aje de cumplimiento para el periodo 2021-2043 que es el límite económico de la Asignacion.

7

2034

l.753

14.402

o o

o 15.994

0.160

99.0%

100

98

~ 96 ..... o <( l: 94

92

90

99.1 992 99.1

\.O r-­N 01 o o N 01

99.1 99.0 99.0

100 .0 100.0

Figuro 42. Comportamiento del porcentaje d e Aprovechamiento de Gas pronosticado 2021-2043. (Fuente: Información presentado por el Operador)

·El Operador ha reportado una MAG del 99%.

De las formas de aprovechamiento del Gas Natural Asociado

La filosofía de manejo de gas de esta Asignación se muestra en las Figuras 43 y 44.

Figura 43. S1s'C'mos de Med,cion Ftc;<--éil Tronsforencío. Refcrc>nc1al y Operoc1onol (Fuente: Información presentado por el Operador).

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gob.mx/cnh rondasmexico.gob mx h idrocarburos.gob mx . · , ; / · • , ,1_ ,), , , .,_1 ,/. ·' ,j ., 1:L.'.

Figura 44. Pro._ ?SO mo 1e10 de lo producc1on Cas del Ac11vo (Fuente: ln,ormoción presentado por el Operador).

El volumen anual programado ce producción de gas en la Asignación se maneja en las instalaciones de Batería de Sep 3ración Samaria 11 y Samaria 111. El volumen de gas se cuantifica mediante medición.

El gas adicional que recibe esta Asignación llega de las plantas procesadoras de CPG

Cactus y este es medido en las i reas de Trampa La Isla para recepción del Activo el gas es ocupado para gas de sello, g a , combustible, gas de BN y MTC.

Se muestran los siguientes cor;ceptos quienes llegan a influir notablemente para la obtención del aprovechamiento de gas de la Asignación:

l. Autoconsumo

Actualmente las instalacionE·s de proceso que manejan los hidrocarburos gaseosos de la Asignación cuentan con el suministro suficiente y constante de Gas Natural Dulce (Gas adicional)i mismo que se encuentra acondicionado para la operación de

los equipos turbocompresores (gas de sello), así como para los pilotos de los quemadores diseñados pan la operación segura de dichas instalaciones. Por lo anterior, la Asignación no cuc~nta con proyectos para el concepto Autoconsumo, para la operación de sistemas d e bombeo de crudo, instrumentación y gas pilot os, se utiliza gas residual.

11. Bombeo neumático u otros sistemas artificiales levantamiento, que requieran la inyección de gas

de

La Asignación cuenta con la infraestructura necesaria para el manejo de gas provisto por PGPB para BN y por el número de pozos que cuenta la Asignación le permite

tener una mejor flexibilidad operativa para su aplicación, el volumen diario que ocupa la Asignación es de aproximadamente 130 MMpcd. No se utiliza gas propio para Bombeo Neumático. La mayoría de los pozos de la Asignación emplean gas residual

(adicional) para operar los Sistemas Artificiales de Producción mediante el mecanismo de levantamiento de gas, este gas se transfiere hacia los Complejos

Procesadores de Gas Cactus y Nuevo Pemex.

111. Conservación a través de su reinyección al propio yacimiento, que requieran la inyección de gas

La Asignación a nivel Cretácico pertenece a un yacimiento comunicado hidráulicamente con los campos vecinos Íride, Cunduacán, Oxiacaque y Platanal los

cuales integran al Complejo Antonio. J. Bermúdez (CAJB), el Campo Samaria es una de las zonas bajas de la estructura del CAJB, de manera que, el gas disuelto liberado migra hacia el Campo Íride, una zona más alta estructuralmente. La relación gas­

aceite (RGA) promedio del Campo es de 200 m3/m3, y la producción de gas del orden de 11 MMpcd, los cuales representan un vaciamiento del 28% en el Campo, la alternativa de reinyectar dicho volumen de gas implicaría la inversión en instalaciones

y la migración de dicho gas hacia el Campo Íride por lo tanto no es técnica ni

económicamente rentable.

IV. Transferencia El gas producido en esta Asignación confluye a la Batería Samaria 11, por sus

condiciones de presión de separación el gas es enviado a la estación de compresión Samaria, ya que requiere el proceso de compresión para ser enviado a venta del

interorganismo al Centro Procesador de Gas Cactus de Pemex Transformación

Industrial.

Para establecer la factibilidad de cumplimiento al PAGNA en la instalación de las Baterías Samaria 11 y 111 que maneja el gas de la Asignación, se ha establecido incrementar la confiabilidad operativa de la instalación a través de la inversión operacional que se requ iere para el mantenimiento, operación e inspecciones,

actividades que nos permitirán sostener la meta durante la vigencia de la Asignación,

manteniendo una política de mejora continua.

En relación con el análisis de rentabilidad, la inversión operacional para efectuar los mantenimientos, la operación y las inspecciones impacta directamente en el costo de producción de la Asignación, por lo que no aplica la eva luación económica, ver

Tabla 32.

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gob.mx/cnh rondasmexico.gob mx hidrocar~u~~s.gob mx , , ·.' , · ), ,t/,.~.t¡✓hiJ

i

Año ~021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031

Aprovechamiento (%) 9 ) .1% 99.2% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.0% 99.0% 99.0 %

Inversión Mantenimiento del Aprovechamiento 3 43.3 256.9 109.2 39.l 30.8 37.9 40.5 44.3 25.9 50.5 54.l {MMpesos)

Año 2032 2033 2034 203S 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043

Aprovechamiento (%) 99.0 % 99.0'¾ 99.0% 99.0% 99.0 % 99.0% 100.0% 100.0 % 100.0% 100.0%

Inversión Mantenimiento del 35.2 44.8 22.7 23.9 26.0 25.7 74.4 20.3 27.9 37.8 Aprovecham,ento {MMpesos)

Tablo 32. Porcentaje de aprovechamiento de gas e inversión poro mantenimien to (Fuente: ln~ormoción presentado por el Operad or)

100.0% 100.0 %

32 2.3

Se cuenta con la capacidad instalada para el aprovechamiento de la totalidad del gas producido y se consideró un volumen de gas no aprovechado a lo largo de la vigencia de la Asignación. En las instalaciones Compresoras Samaria 11, que es donde se quemará, se cuenta con cap 3cidad instalada suficiente para e l manejo total del gas de la Asignación y de todas l3s corrientes que llegan a esta instalación, no obstante, la quema se tiene programada con base al programa de destrucción controlada que contempla quema rutinaria, quema por libranzas y movimientos operativos y quema por mantenimiento, esto cono parte de la continuidad operativa de las instalaciones y de la Asignación. En caso e e presentarse un evento fortuito por causas ajenas a la Asignatario, se aplicarían los protocolos correspondientes para no poner en riesgo para la operación la instalación Compresoras Samaria 11 , y el personal de dicha instalación. Lo anterior, de acuerdo con lo establecido en el Artícu lo 6. De la Destrucción Controlada del Gas Natural Asociado, fracción 11, de las Disposiciones Técnicas, en la exploración y extracción de hidrocarburos. Asimismo, se hace mención que, con los valores programados de m eta de aprovechamiento de gas natural asociado, se da cumplimiento al Artículo 14. Del establecimiento de la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, fracción 11 de las mencionadas Disposiciones Técnicas.

Relación gas aceite

De acuerdo con el Art. 13 de las )isposiciones Técnicas en los trabajos de Producción de Hidrocarburos se establece el v,dor máximo de la relación gas-aceite para la Asignación de la formación del Mesozoico que permita asegurar la maximización del factor de recuperac ión de hidrocarburos; este valor puede cambiar de acuerdo con las necesidades de explotación y la vida product va del yacimiento.

Por lo anterior, la máxima Relac ió n Gas-Aceite esperada a la que podrán producir los pozos de los yacimientos de la ,Asignación se muestra en las Tablas 33 y 34.

70

Asignación RGA (m3 / m 3)

Máxima

A-0296-M-Campo Samaria 3,643 , .

Tabla 33. Max1ma RCA a la que podran producir los pozos de la formación Cretácico. (Fuente: Información presentada por el Operador)

Asignación RGA (m3 /m3)

Máxima

A-0296-M-Campo Samaria 500

Tabla 34. Máxima RCA a la que podrán producir los pozos de la formación Terciario. (Fuente: Información presentada por el Operador)

Si durante la supervisión de los pozos en los datos operativos se encuentran variaciones significativas y los resultados del análisis o simulación superan el valor máximo de RGA establecido, se procederá a realizar las siguientes acciones:

o Rectificar la medición del pozo.

o Estrangular pozos para disminuir producción. o Reducir producción en pozos con sistema artificial. o Cerrar pozos por ser mayor a la máxima RGA establecida.

i) Evaluación Económica1

La opinión económica relativa a la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación se emite como resultado de un análisis realizado por la Comisión, observando lo siguiente:

a. La variación de los montos de inversión y gasto operativo del Plan V igente respecto a la Solicitud de modificación.

b. La descripción del Programa de Inversiones de la Solic itud de modificación. c. La consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la

Solic itud de modificación. d. La evaluación económica del proyecto de la Solicitud de modificación.

a. Variación de los montos de inversión y gasto operativo del Plan Vigente respecto a la solicitud de modificación

1 Todos los montos señalados en esta opinión se presentan en dólares de julio del 2019: los pesos en cada caso se convierten a dólares de esa fecha, y posteriormente se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo anterior, para poder real izar los comparativos correspondientes

71

gob.mx/cnh rondasmexico gob.mx hidrocarburos.gob.mx , ; 1 1 -..:./.

El Plan de Desarrollo Vigente para la Asignación, considera inversiones y gastos operativos del orden de 2,955.45 millones de dólares2

, correspondientes a l período 2020 a 20343, de los cuales:

- 1,037.18 millones de dólare~ (35% del total} corresponden a inversiones, y

- 1,918.27 m illones de dólare~ (65% del total) corresponden a gastos operativos.

Como referencia, de febrero de 2020 a marzo de 2021 el Asignatario reporta4 un monto erogado del orden de 159.56 mill,mes de dólares de inversión y 25.72 millones de dólares gastos de operación lo que representa e l 6% del monto previsto en el Plan de Desarrollo Vigente.

Como parte de la Solicitud de modificación, el Operador propone, para el periodo de 2027 a 2034, una inversión de 1,0SO.EJ6 millones de dólaress, así como 1,797.76 millones de dólares de gastos operativos; pé ra un monto total del orden de 2,848.62 millones de dólares.

Tal y como se muestra en la Fig ura 45, lo anterior representa un incremento cercano al 3%, respecto de los montos t ctales establecidos en el Plan de Desarrollo Vigente, considerando los costos erogados con anterioridad.

Así, la sol icitud de modificaciór al Plan de Desarrol lo no actualiza lo dispuesto en e l artículo 62, fracción 111, de los Lin,~amientos.

2 La totalidad de los montos contenidos ,rn el presente apartado se presentan en dólares de febrero del 2021. En el caso de los montos erogados, éstos ;e calculan con base en el tipo de cambio promedio de cada año y, posteriormente, se actualizan considera -ido el IN PP del mes de febrero del 2021 de Estados Unidos. 3 El año 2034 corresponde a la vigencia de la Asignación del Plan Vigente. " De conformidad con la información prr?sentada a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales.

4 De conformidad con la información prP.sentada a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales. 5 De esta cifra, 1,050.86 m illones de dólares, 965.03 millones corresponden a inversión en actividades de Desarrollo y Producción el periodo 2021-2034. Y 53.53 millones de dólares asociados a actividades de abandono Adicionalmente, el Asignatario present, un monto de 32.31 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono para el m ismo con un horizo ,te de tiempo a 2043.

72

gob.mx/cnh

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rondasmexlco.gob.mx hidr~a~óuro:s.gob.rnx , , . , j !_:·_ }-': \· /~

Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Vigente vs. Modificación

2,955.45

Vigente

(millones de dólares)

Incremento 2.65 % - - ~ ...... ... - - ►

Propuesto, 2,848.62

Realizado,

Realizado + Propuesto

Figuro 45. Comparativo de inversión y gasto operativo del Pion vigente respecto o lo modificación del Pion (Fuente: Análisis de lo Comisión con base en lo información presentado por el Operador)

b. Descripción del Programa de Inversiones de la solicitud de modificación

El Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación presentada por e l Asignatario, desglosado por Actividad y Sub-actividad Petroleras se p resenta a continuación, esto de conformidad con lo establecido en los Lineamient os 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 Actua lización de Regalías en Contratos y del Derecho de Extracción de Hidrocarburos; de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamientos de Hacienda).

Los 2,848.62 millones de dólares, contenidos en el Programa de Inversiones de la Solicitud de Modificación, se distribuyen en 3 Actividades, de conformidad con la Figura 46.

Desarrollo (5.03%), Producción (91.96%), y Abandono (3.01%).

73 . . i .. 1 , • ;

gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob mx -. · ·. ,. . . ., ,,}_

Abandono 3.01%

Desarrollo 5.03%

Figuro 46. Distribución del Programo de Inversiones por Actividad (Fuente: Anólisis de lo Comisión con base en lo información presentado por el Operador)

i Total Actividad Sub-Actividad (millones de

dólares) Construcción Instalaciones 0.08 General ª 53.84

Desarrollo lngenierí,1 de Yacimientos 1.95 Otras lngGnierías 0.02 Perforación de Pozos 87.42 Construcción Instalaciones 15.43 Duetos 9.15 General b 1,885.75

Producción lngenieríé1 de Yacimientos 3.43 Intervenc ión de Pozos 652.13 Operació·1 de Instalaciones de Producción 42.41 Seguridad, Salud y Medio Ambiente 11.19

Abandono* Desmant elamiento de Instalaciones 85.83 Program a de Inversiones 2,848.62

Tablo 35. Programo df' Inversiones por Sub-actividad Petrolero 2021-2034. (millones de dólares)

(Fuente: Ir formación presentado por el Operador)

Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo. a. Considera 3.60 MMUSD en Inversiones en Administración, gestión de actividades y

gastos generales del p royecto; osí como 50.24 MM USO de Costo Operativo. b. Considera 138.23 MMU!. O en Inversiones asociadas a Administración, gestión de

actividades y gastos genero/es del proyecto y Servicios de soporte; osí como 1,747.52 MMUSD de Casto Opere tivo, de los cuales 1,263.09 corresponden o compras de gos.

c. Consistencia de la info rmación económica y las actividades propuestas en la solicitud de modi•icación

74

gob.mx/cnh

Derivado del análisis realizado por la Comisión, se corroboró que la información económico-financiera presentada como parte de la Solicitud de modificación es consistente con las actividades físicas propuestas en el Plan. Asimismo, el Asignatario presentó dicha información de conformidad con lo establecido en los Lineamientos de Hacienda.

Aunado a lo anterior, se revisó, que la información relativa a la implementación del proceso de recuperación mejorada se presentara de conform idad con lo establecido en los Lineamientos técnicos en materia de recuperación secundaria y mejorada. Asimismo, se apunta que, de acuerdo con lo manifestado por e l Operador, tal proceso se ejecutaría en condiciones económicamente viables.

d. Evaluación económica del proyecto de la solicitud de modificación

d.1 Premisas de la evaluación económica

En la Tabla 36, se resumen las principales premisas uti lizadas para la evaluación económica realizada por la Comisión, obtenidas a partir de los perfiles de inversión, gasto operativo, otros egresos, otros ingresos y producción, así como la propuesta de tipo de cambio presentados por el Operador:

Premisas Valor Unidades Producción de aceite 77.25 millones de barriles

Producción de gas 37.19 miles de millones de pies cúbicos

Gas transferidoª 307.37 miles de millones de pies cúbicos

Precio del aceiteb 51.ll dó lares por barril

Precio del gasc 4.84 dólares por millar de pie cúbico

lnversionesd 968.22 millones de dólares

Gasto operativo8 1,797.76 millones de dólares

Otros Ingresos r 9 .77 millones de dólares

Tasa de descuento 10 %

Tipo de cambio 20.86 pesos/ dólar

Producción de aceite 77.25 millones de barriles . .

Tablo 36. Premisos de lo evoluoc1on econom,co (Fuente: Información presentado por el Operador)

Notos:

o. Gas producido y adiciono/ menos el volumen no aprovechado. b. Promedio simple del perfil de precios presentado por el Operador. c. índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por lo Comisión

Reguladora de Energía poro lo Región VI (donde se ubico el Campo) en enero de 2021.

d. Corresponde o/ valor de 1,050.86 MMUSD presentado en lo sección a, asumiendo que el Asignatorio considero durante el periodo de producción del campo uno partido de Abandono, por lo que en lo presente evaluación sólo se contemplo el monto proporciono/ de 3.19 millones de dólares, correspondiente o lo producción pronosticado o lo Vigencia de la Asignación en el año 2034, estimado en aproximadamente 3.71%, el monto restante corresponde o lo porte proporciono/ de fo producción acumulado o lo fecho de presentación de lo solicitud de modificación (96.06%) y o lo producción comprendido entre Jo Vigencia de lo Asignación y el límite económico (0.23%). Poro efectos del cálculo del Derecho por lo Utilidad Compartido, se asume que los montos erogados por Abandono del Campo son deducidos ol 100% codo año. El resto de los inversiones se deducen o tosas del 25% y 10%.

75 . . ¡,' .. •'• . 't'.

gob.mx/cnh rondasmexico.gob mx hidrocarburos.gob.mx , 1' . , . . , . );~

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e. Considera un monto por 50.07 millones de dólares asociados o/ concepto "Reserva laboral" el cual, fue considemdo como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica.

f Monto que Pemex especifico se refiere o /os ingresos por concepto de manejo de lo producción de otros Campos en las instalaciones de Samaria.

d.2 Resultados de la evaluac ón económica

Los resultados del ejercicio de evaluación económica que se obtienen considerando las premisas y consideraciones descritas, con una tasa de descuento de 10%, se muestran en la Tabla 37.

Indicador Antes del .:>ago de Después del Pago de Después del Pago de

Derechos e ISR Derechosª Derechos e ISRb

VPN (m mUSD) 1,58547 379.69 267.16

VPI (mmUSD) 696.70

VPN/VPI (USD/USD) 2.23 0.54 0.37

RBC (USD/USD) l.8 3 1.12 1.08 ., . . . .. . .,

Tabla 37. Resultado de lo evoluac,on eco, 1om1co (Fuente: Ana/1s1s de lo Com1s1on con base en lo ,nformac,on presentado por el Operador)

o. Considera el cobro del Der~cho de Extracción, Derecho por la Utilidad Compartida (4096 en 2021 y 54% poro el periodo restante) y el Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.

b. Considera el cobro del De ·echo de Extracción, Derecho por la Utilidad Compartido (40% en 2027 y 5496 poro el periodo restante), el Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, así com J el Impuesto Sobre lo Renta {!SR).

d.3 Consideraciones

A partir del análisis descrito, la Comisión considera que la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción pErmitirá al Operador realizar las actividades de manera oportuna, atendiendo a la norm;:1tiva vigente en materia.

Asimismo, bajo las premisas pla 1teadas en la evaluación económica, y las disposiciones establecidas en la normativa v igente, el proyecto propuesto resulta en condiciones económicamente viables y supone un flujo de recursos para e l Estado.

VI. Mecanismos de revisión de la eficiencia operativa en la extracción y méi:ricas de evaluación del Plan de Desarrollo

Con el fin de medir el grado de e umplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación al Plan de Desarrollo, a continuación, en la Tabla 30 se muestran los indicadores clave de desempeñ ) conforme a los artículos 102 inciso a), b), c), d), e), f) y g) y 103 fracción I de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 43, f -acción 111 de la Ley de Hidrocarburos.

a) Producción

Metas o parámetros de Unidad de medida

Fórmula o descripción del Frecuencia de medición indicador medición

Porcentaje de desviación de la producción

acumulada real del PAreal

yacimiento con respecto Porcentaje DPA = --- X 100% Mensual

PAplan

a la pronosticada en un t iempo determinado

b) Aprovechamiento de gas natural

Metas o parámetros de Unidad de medida

Fórmula o descripción Frecuencia de medición

medición del indicador

Porcentaje de la d iferencia entre el DAG

aprovechamiento de gas Porcentaje AGNreal - AGNplan Mensual = AGNplan X lOOº real respecto al

programado

c) Reparaciones Mayores

Metas o parámetros de Fórmula o

Frecuencia de Unidad de medida descripción del

medición indicador

medición

Porcentaje de avance entre las reparaciones DRMA =

mayores realizadas Porcentaje (~ ).,oo Mensual RMAplan

respecto a las programadas en el año

d) Pozos perforados

Metas o parámetros de Unidad de medida

Fórmula o descripción Frecuencia de medición

medición del indicador

Porcentaje de avance entre los Pozos DPP = (~ ).,oo

perforados en el año Porcentaje PP p lan Mensual

respecto a los planeados en el año

e) Terminación de Pozos

Metas o parámetros de Unidad de medida

Fórmula o descripción Frecuencia de medición

medición del indicador

Porcentaje de avance entre los Pozos DTP = ( P,·eal )*lOO

terminados en el año Porcentaje TPpla11 Mensual

respecto a los programados en el año

f) Gasto de Operación

77 ~ r ~ I t , '7' •, fT;;r:,y:

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gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx i: ' : ' ;, ' .W~ ' . ~ . ': -~· .... ¡. .. ,,.¡ ,~ .. ~ .~~✓~

Metas o parámetros de Unidad de medida

Fórmula o descripción Frecuencia de medición

medición del indicador

Porcentaje de avance del gasto de operación DGO = (~ )•100

Mensual Porcent,1je COplan real con respecto a lo programado en el año

g) Inversión

Metas o parámetros de Unidad de 11edida

Fórmula o descripción Frecuencia de medición

medición del indicador

Porcentaje de avance de las inversiones reales DI= (~)•100

Mensual Porcentaje I plan con respecto a lo

programado en el año

Tablo 38. lndic=idores de desempeño. (Fuente: Comisión).

Conforme al análisis de las act vidades que se contemplan en el Plan, la Comisión determinó los siguientes indica:lores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa.

Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7, fracciones II y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22, fracciones XI y XIII de la LORCME, la Comisión rea lizará el seguimiento de las principales actividades que rea lice el Operador en la Asignación, con el fin de verificar que el proyecto se lleve a cabo, de acuerdo con las Mejores Prácticas internacionalE>s y se realice con e l objetivo p rincipal de maxim izar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento a la modificación al Plan de Desarrollo.

i) Como parte del seguimienco a la ejecución del Plan se verificará el número por t ipo de actividades ejercidas r ?specto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tab la 39.

Actividad Prog ·amadas

Ejercidas Porcentaje de desviación 20~:1-2034

Perforación 22

Terminación 22

RMA 187

RME B,832

Abandono

Taponamientos 308

Abandono' 1 . .. ·- ..

Tablo 39. Indicador de desempeno de los oct1v1dodes o e1ercer dentro de lo As1gnoc1on. (Fuente: Comtstón ,:on información del Operador)

El Abandono incluye: duetos e infraestructur,

gob.mx/cnh

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 40.

Programa de Erogaciones

Indicador

Actividad Sub-actividad erogaciones

ejercidas Programa de

(2021-2034} Erogaciones/ IMMUSDl

(MMUSD} eiercidas

Construcción Instalaciones $0.08

General• $ 53.84

Desarrollo Ingeniería de Yacimientos $1.95

Otras Ingenierías $0.02

Perforación de Pozos $ 87.42

Construcción Instalaciones $ 15.43

Duetos $ 9.15

General b $ 1,885.75

Producción Ingeniería de Yacimientos $3.43

Intervención de Pozos $ 652.13

Operación de Instalaciones de $ 42.41 Producción

Seguridad, Salud y Medio Ambiente $ 11.19

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones $ 85.83

Programa de Inversiones (Inversión y Gasto Operativo) $2,848.62 .. ...

Tablo 40. Programo de Inversiones por Sub-octiv1dod Petrolero. (Fuente: ComIs1on con 1nformoc1ón del Operador).

Los sumos pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo a Considero J 60 MMUSD en Inversiones en Administración, gestión de actividades y gastos genero/es del

proyecto; os1 como 50.24 MMUSD de Costo Operativo. b. Considera 138 23 MMUSD en Inversiones asociadas a Administración, gestión de actividades y gastas generales

del proyecto y Servicios de soporte, as/ como 1,747.52 MMUSD de Casto Operativo. de los cuales 1,263.09

corresponden o compras de gas.

Las actividades Planeadas por el Operador están encaminadas al incremento de la producción actual de hidrocarburos en la Asignación, misma que está condicionada 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 41.

Fluido 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Producción de aceite 19.69 23.93 23.94 23.83 21.96 20.16 16.95 14.00 12.41 11.55 10.42 8.28 6.99 5.38 programada (Mbd) Producción de aceite

real (Mbd) Porcentaje de

desviación Producción deJ.as

programada (M pcd) 9.961 12.318 14.052 12.235 11.506 10.031 7.595 5.976 4.821 5.08S 4.725 3.483 2.555 1.753

Producción de fas real (MMpcd Porcentaje de

desviación

79 '

gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx . . .

Volumen a Volumen a Fluido 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 recuperar recuperar

(2021-2034) (2021-2040)

Producción de aceite programada (Mbd) 4.02 2.62 222 .59 1.29 0.93 0.70 0.45 0.06 77.24 MMb 82.31 MMb

Producción de aceite real (Mbd)

Porcentaje de desviación

Producción deJias programada (M pcd) 1.143 0.640 0.300 0.213 0.168 0.118 0.086 0.056 0.008 37.20MMMpc 38.19 MMMpc

Producción de fas real (MMpcd Porcentaje de

desviación - .. .. ..

Tabla 41. Indicadores de desempeno de lo producc1on de aceite y gas en func1on de la producc1on de aceite y gas en función d e la producción reportado. (Fuente: Comisión}.

El Operador deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución de la modificación al Plan de Desarrollo, en los términos que e:;tablecen el artículo 100 de los Lineamientos.

Cabe hacer mención que en términos del artícu lo 62 de los Lineamientos, la Comisión podrá evaluar y decidir si con base en la información derivada del seguimiento al Plan de Desarrol lo para la Extracción se r,~querirá la modificación a dicho Plan.

VII. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente Dictamen Técnico para la aprobación correspondiente a la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación, sin perjuicio de la obligación del Operador de atender la normativa emitida por las autoridades competente ; en materia de hidrocarburos, así como t odas aquellas que tengan por efecto condicion 3r el inicio de las actividades contenidas en e l Desarrollo.

En tal sentido, es de señalar que fue solicitada a la ASEA su opinión respecto del Sistema de Administración de Riesgos asociado a la modificación al Plan de Desarrollo correspondiente a la Asignación en comento mediante Oficio 250.482/2021 del 27 de mayo de 2027, sin que a la fecha exista el pronunciamiento de la ASEA.

No obstante, esta Corr isión tiene conocimiento que por oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2077 ::lel 13 de junio de 2077 la Agencia emitió al Operador la autorización número ASEA-PEtv l6007C/AI0477 en donde la Agencia autorizó el Sistem a de Administración del Operador, el cual se basa en que las actividades que el Operador tiene aprobadas por la Comisión en los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

En adición a lo anterior la ASEA 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 Est ado Subsid iaria de Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante la ASEA la resolución con la aprobación que en su caso otorgue la CO~l1ISIÓN; para efectos de encontrarse amparadas por la autorización emitida por dicho organo desconcentrado."

Cabe señalar que el presente Dictamen Técnico se emite sin perjuicio de la obligación del Operador de atender la Norrr ativa emitida por la ASEA, lo anterior atendiendo al

esquema de autonomía técnica, operativa y de gestión de la Comisión, descrito en los artículos 3 y 22, fracción I de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

VIII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Mediante oficio 250.483/2021 de 27 de mayo de 2021, la Comisión solicitó a la Secretaría de Economía (en adelante, SE} emitir opinión sobre el programa de cumplimiento de porcentaje de Contenido Nacional.

Esta Comisión aún no cuenta con la opinión que corresponde emitir, en el ámbito de sus atribuciones, a la SE sobre dicho programa, motivo por el cual una vez que, en su caso, esa autoridad emita la opinión en sentido favorable, se tendrá por aprobado y formará parte del Plan de Desarrollo para la Extracción.

Lo anterior en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos y tomando en consideración la competencia material de la SE en materia de contenido nacional.

En el supuesto de que la SE emita una opinión en sentido no favorable a dicho programa, el Operador estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción.

Esta Comisión emite el presente Dictamen Técnico sin perjuicio de la obligación del Operador de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condic ionar el in icio de

las actividades contenidas en el p resente Plan.

IX. Resultado del Dictamen Técnico La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Operador de conformidad con los artículos 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos; 39 fracciones 1, 11, 111, IV, VI y V II de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, Artículos 21, 22, 25, 59 fracción 1, 11, 111, IV, V, 62 fracción 11, IV y VI I 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 y es congruente con las obl igaciones establecidas en el Título de Asignación, ya que las mismas serán ejecutadas en el plazo que establece el Título de Asignac ión ya que la vigencia es de 20 años contados a partir del 13 de agosto de 2014.

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

Con la toma de información como son los registros geofísicos durante la perforación de pozos, pruebas de presión, muestreo de fluidos, actualización de los modelos estáticos o dinámicos, se contribuirá a incrementar e l conocimiento del potencia l 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 desarrollo de las actividades físicas a la vigencia de la Asignación (año 2034} propuestas en la modificación del Plan por e l Operador consistent es en la realización

81 • 1' ., ... ,'

gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx · , · ., . ! '. .. .. '.·/

de 22 perforaciones, 22 Term inaciones, 187 RMA, 8,832 RME y e l taponamiento de 308 pozos; coadyuvarán a ir crementar la producción para recuperar un volumen total de 77.24 MMb de aceit = y 37.20 MMMpc de gas; lo que permitirá obtener un factor de recuperación de la t\signación de 38.8% para el aceite y 41.4% para el gas.

c) La reposición de las res ~,vas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de ta Nación y, a partir de los recursos prospectivos

Con esta modificación al Pla'l de Desarrollo el Operador podrá explotar las Reservas Remanentes 3P del área de ,~signación en cuestión.

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

Las actividades planteada!: por el Operador para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecución de la modificación al Plan de Desarrollo y hasta la v igencia de la Asignación, es decir para el periodo 2021-2034, consisten en la realización de perforación y terminación de 22 pozos, 187 RMA, 8,832 RME, actividades que están encar-iinadas al mantenimiento de la producción, con lo cual se considera técnicamente "iable 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 inform ación remitida por el Operador, la Comisión concluye que las tecnologías a utiliza·· en el ámbito técnico para la consumación y abandono del Campo propuesto en la presente modificación son adecuadas para realizar las actividades de Extracción dE• Hidrocarburos en la Asignación, las cua les, contribuirán a maximizar el factor de rec Jperación, llegando a un factor fina l a l límite económico de la Asignación (año 204 3) de 38.9% de aceite y 41.5% de gas, en condiciones económicamente v iables.

f) El programa de aprovechamiento del gas natural

El PAGNA de la Asignación fue aprobado e l 20 de junio de 2018 mediante la Resolución CNH.E.37.002/lB; en dicha Resolución se refiere haber realizado un análisis técnico por la Com isión, en el que se advierte que de los 167 Programas de Aprovechamiento present ados por el Operador, 131 cumplen con lo establecido en los artículos 4, 5, 10, 11, 13, 4, fracción 11, 19 y 22 de las Disposiciones Técnicas, en relación con el artículo 39, +=racciones 11 y VII de la LORCME, los cuales se refieren a las 131 Asignaciones anterio rmente citadas en el Considerando Quinto fracción 11 de la Resolución citada, incluic a la Asignación A-0296-M-Campo Samaria.

Posteriormente, mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2018 de fecha 13 de agosto de 2018, la Comisión recibió la actualización de dicho calendario de actividades. El 12 de noviembre de 2018 11ediante oficio 250.718/2018 se emite respuesta de conocimiento por parte de la Comisión respecto a la actualización del calendar io de inversiones y acciones para alcanzar la meta de aprovechamiento de gas.

El Operador presentó en la modificación al Plan de Desarrollo, el PAGNA, el cual fue analizado por esta Comisión, y se concluye que la solicitud no considera una

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gob.mx/cnh

actualización debido a que el Operador ha cumplido y menciona que cumpli rá con la MAG durante la vigencia de la Asignación, por lo que no se actualiza y se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión.

Por lo anterior, se concluye que la presente Solicitud no considera modificación en materia de aprovechamiento de gas natural, debido a que el Operador ha cumplido y prevé cumplir con el 98% de meta de aprovechamiento de gas natural desde el inicio de Plan y hasta el límite económico de la Asignación.

g) Mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos

Esta Comisión, con base en la revisión y análisis de información presentada por el Operador respecto de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación, identificó que, en cuanto a la implementación de los Mecanismos y Puntos de Medición de los Hidrocarburos producidos, advierte que estos se mantienen en los términos presentados y aprobados mediante la Resolución CNH.04.004/2020 de fecha 21 de enero de 2020, no identificando propuestas de modificación a los mismos.

X. Opinión de la modificación al Título de Asignación

Derivado de que la modificación al Plan de Desarrollo analizada en este Dictamen Técnico presenta desviaciones a la información documentada en el Títu lo de la Asignación, siendo que las actividades propuestas por el Operador en la modificación al Plan de Desarrol lo resultan técn icamente v iables; la Comisión analizó recomendar a consideración y con base en las atribuciones de la Secretaría de Energía modificar el Término y Condición Cuarto y el Anexo 2 del Títu lo de la Asignación, a fin de reflejar la realidad descrita.

Con base en esto, se presenta la siguiente propuesta.

a) Término y Condición Cuarto

Que derivado del anál isis técnico realizado por la Comisión en términos del presente Dictamen Técnico, se advierte que e l límite económico de las Actividades Petroleras propuestas por e l Operador en la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción excede la v igencia del Título de Asignación, establecida en el Término y Condición Cuarto. Debido a lo anterior, con fundamento en los artícu los 6, párrafo quinto de la Ley de Hidrocarburos, así como 16, segundo párrafo de su Reglamento se somete a consideración y con base en las atribuciones de la Secretaría la modificación del Término y Condición Cuarto del Título de Asignación a efecto de considerar que la v igencia de la Asignación sea considerada hasta el límite económico, descrito y en at ención a los términos contenidos en el presente Dictamen Técnico.

En consecuencia, con fundamento en lo dispuesto en los artículos 6, párrafo quinto, de la Ley de Hidrocarburos; 16, segundo párrafo del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos; 38, fracción IV y 39, fracciones I y VI de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y 35, fracción II del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, se somete a consideración y con base en las atribuciones de la Secretaría de Energía la modificación al Término y Condición Cuarto del Título de Asignación, por lo que el presente deberá surtir los efectos de la opinión a que se refiere la fracción I del artículo 16 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.

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gob.mx/cnh rondasmexico.gob.mx hidrocarburos.gob.mx · · , ,.; í. .,, . ' ' 's.(i}'w

b) Anexo 2

Con respecto al CMT establecido en el Títu lo de Asignación, se advierte que el Plan de Desarrollo propuesto por el Opercdor no es coincidente con la inversión establecida en el mismo. Por lo anterior, y con fundamento en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16 de su Reglamento se recomierda a consideración y con base en las atribuciones de la Secretaría de Energía la modifica e ión del Anexo 2 del Título de Asignación a fin de que sea consistente con la inversión propuesta por el Operador en el Plan de Desarrollo propuesto en los siguientes términos:

• ID r- CX) O\ 111 Metas f ísicas ... o o ... ...

o o o N N N N N

Perforaciones 31 o o 8 29

Terminaciones 34 o o 7 30

Reparaciones Mayores 29 22 9 30 36

Inversión (MMUSD) 42'8 ''6.3 ', ) 536 293.4 f ' t d, ,, t 1 (l

1 ~

1. Reo/ Ene-Mar 2021. me1ar proyección abr-may 2021. ~ PDE1un-d1c 2021 • Actividad del Plan MPDE 2021

o .. • . Ñ :::i l:J N o o o o

N N N N

o 3 5 5

o 3 5 5

25 2 72 14

42.4 109.161 259.9 128.2

'

l IZ IÓ y t1( O ,.1 l t u• 1 ld

Tipos de Cambio pesos/usd 2 5 , 5 2 2l 6 l 1 • 8 2

2'

~ • • jij ~ ID

N N ... o o o o N N N 1-

5 4 90

5 4 93

12 ll 12 274

97.9 98.4 73.4 2,009.7 1 ,, , n

Tablo 42. Actividad e inversión reo/ (2075--mor 2027) y programado en lo modificación del Pion de Desarrollo. (Fuente: Comis16n con lo información presentada por PEP)

Cabe mencionar que en el Anexo 2 del títu lo de Asignación se indica que las actividades que debe realizar el Operador consisten en 59 perforaciones de pozos, 59 terminaciones y 209 reparaciones mayores con una inversión de 3,807.64 MMUSD calendarizadas tal y como se muestra en la Tabla 43.

111 ID ,~ CX) O\ o Ñ ~ ¡:¡ Metas físicas o o ,- o ... N

1:) o o o o o N N l'ol N N N N N N

Perforaciones 38 12 3 3 2 1

Terminaciones 38 12 3 3 2 1

Reparaciones Mayores 46 36 ;:6 13 15 14 41 16 l

Inversión (MM$)1 8,330 8,277 9; 180 5,532 4 ,559 2,542 1,956 1,953 1,552

Inversión (MMUSD)2 639.30 63523 7 5 ).58 424.56 349.89 195.09 150.12 149.89 119.ll l. Inversiones a precios de 2014 2 Inversión actualtzada a pesos@2021 (Índice de ac uahzac16n 1.013). (T-.po de camb,o uuhzado 13.1998)

Tablo 43. Actividades e inversión programada en el CMT (Fuente: Comisión).

~ 111 ID jij N N ... o o o ~ N N N

59

59

l 209

1,714 1,639 1,779 49,6 13

131.54 125.79 136.53 3,807.64

Al respecto se señala que la modificación al Plan de Desarrollo no es coincidente con las actividades establecidas en el ClvlT.

gob.mx/cnh

Cabe mencionar que mediante Resolución CNH.E.04.004/2020 de 21 de enero de 2020, esta Comisión emitió la Opin ión para la modificación del Término y Condición Cuarto, así como del Anexo 2, del Título de Asignación relacionado con la diferencia de la actividad física programada en la modificación del Plan de Desarrollo de la Asignación

En tal sentido, derivado del resu ltado contenido en e l present e Dict amen, resulta necesario dejar sin efect os la Opinión referida en la Resolución CNH.E.04.004/2020 de 21 de enero de 2020.

Finalmente, esta Comisión remite los elementos t écnicos a efecto de que, eventualmente puedan ser considerados por dicha Secretaría con base a sus atribuciones y como parte lo dispuesto en el artícu lo 10 de la Ley de Hidrocarburos, a efecto de considerar la Opinión emitida en el presente Dictamen en relación con la modificación al Termino y Condición Cuarto y el Anexo 2 del Título de Asignación.

XI. Recomendaciones

Esta Comisión después del análisis t écnico realizado a la información presentada por el Operador recomienda los siguiente:

• Se recomienda al Operador que, con la información obtenida de los nuevos pozos de desarrollo y la información adquirida durante la Prueba Piloto de Inyección Continua de Vapor, actualice el modelo estát ico y dinámico del yacimiento, específicamente para detectar nuevas o mejores zonas de inyección y drene para optimizar la estrategia de extracción del Campo, aumentar la recuperación de Hidrocarburos y maximizar el factor de recuperación fina l.

• Es importante que el Asignatario opere los pozos nuevos en condiciones de flujo óptimas que minimicen e l riesgo y eviten la producción de agua.

• Hoy en día, las tecnologías en Sistemas Artificiales están muy desarrolladas, por lo que el Operador debe considerar éstas como alternativas de mejora para ser implementadas en los equipos y unidades de Bombeo Mecánico y BCP con la finalidad de mejorar y optimizar la operación de los pozos productores de aceite pesado y extra pesado.

• Es importante considerar productos y técn icas para el control de la producción de agua de formación en los pozos productores, así como, analizar alternativas tecnológicas para m itigar sus efectos y en lo posible alagar la vida productiva de los pozos.

• El Operador debe construi r y/o actualizar un modelo subsuelo-superficie que permita simular las condiciones de operación de los pozos fluyentes desde el yacimiento hasta las instalaciones, con la finalidad de tomar acciones preventivas que mejoren y optimicen la productividad y los equipos superficiales.

• Se recomienda al Operador cumplir en tiempo y forma con los programas de perforación y terminación de los nuevos pozos y demás actividades propuestas, incluyendo la optimización en su etapa de abandono y desmantelamiento para mantener o mejorar la rentabilidad del proyecto.

• Presentar ante esta Comisión en tiempo y forma todos los datos adquiridos durante el desarrollo del Campo (perforación, producción, monitoreo de parámetros del yacimiento, entre otros) con el fin de enriquecer y favorecer los procesos que se llevan a cabo en la misma.

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XII. Conclusiones

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la Comisión, aprobar la modificaciór al Plan de Desarrollo, asociado a la Asignación A-0296-M-Campo Samaria, mismo que estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la v igencia de la Asignación, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los _ineamientos.

Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan permite evaluar de manera positiva los elementos considerados en e artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y se alinea con los principios establecidos en e l artículo 39 de la LORCME.

Sin menoscabo de lo anterior y previo a la ejecución de las actividades del Plan, el Operador deberá contar con las autorizaciones, aprobaciones, permisos y demás actos administrativos o requisitos pa 'ª realizar las Actividades Petroleras conforme a la Normatividad Aplicable y al contenido del Títu lo para la Extracción de Hidrocarburos emitido por la Secretaría de Ener~ía.

MTRO. HORA1: 10

Director de Subsuelo

~/!

~ ANCISCO CASTELLANOS PÁEZ Director General de Dictámenes de Extracción

TREJO MARTÍNEZ

Técnic de Extracción y su Supervisión

Los firmantes del presente Dictamen Técnico lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facu ltades, 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 presentación de la Modificación al Plan de Desarrollo del Campo Samaria, el cual se encuentra dentro de la Asignación A-0296-M-Campo Samaria.

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