El portal único del gobierno. - Contrato CNH-M3 …...2019/01/24 · El 20 de febrero de 2018 fue...

Comisión ional

de Hidrocarburos

Contrato CNH-M3-MISION/2018

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo

para la Extracción de Hidrocarburos

Pemex Exploración y Producción y

· Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de

C.V.

Área Contractual Misión

CONTENIDO .................................................................................................................................................................. 2

l. DATOS GENERALES DEL CONTRATO ......................................................................................................... 4

11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN ...... 6

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS EN LA EVALUACIÓN ............................................................. 7

IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ..................................................................... 8

a) Características generales ....................................................................................................................... 8

b} Análisis de alternativas para el Plan de Desarrollo para la Extracción .................................................. 10

c) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos ...... ............................................................................. 12

d) Objetivo del Plan de Desarrollo para la Extracción .. ............................................................................. 12

e) Pronóstico de Producción ...................................................................................................................... 15

f) Análisis técnico de la solicitud del Plan de Desarrollo ........................................................................... 16

g) Programa Aprovechamiento del Gas Natural. ........................................................................................ 19

h} Comercialización de Hidrocarburos ....................................................................................................... 20

i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos ............................................................... 21

i. Medición de Hidrocarburos . ........................................................................................................ 21

ii. Criterios y Evaluación de la medición de hidrocarburos ............................................................. 26

iii. Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) ........................................ 30

iv. Obligaciones . ............................................................................................................................ 31

v. Conclusiones . ............................................................................................................................ 31

j) Análisis Económico ................................................................................................................................ 33

vi. Programa de Inversiones .......................................................................................................... 33

vii. Indicadores de evaluación económica . .................................................................................... 38

k) Evaluación Económica .......................................................................................................................... .41

1) Fideicomiso de Abandono ..................................................................................................................... .42

V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y MÉTRICAS DEEVALUACIÓN DEL PLAN (INDICADORES) ................................................................................................. 43

VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIEGOS .............................................................................................. 45

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL, CAPACITACIÓN Y TRANSFERENCIATECNOLÓGICA (ECONOMÍA) ...................................................................................................................... 46

VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ...................................................................................................... 47

l. Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país ............................................... .47

11. Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de GasNatural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos y yacimientosabandonados, en proceso de abandono y en explotación .................................................................... .48

111. La reposición de las reservas de Hidrocarburos, corno garantes de la seguridad energética de laNación y, a partir de los recursos prospectivos ..................................................................................... .48

IV. La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, enfunción de los resultados productivos y económicos . ........................................................................... .48

VI. Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio delpaís . ....................................................................................................................................................... 48

VII. Procurar el aprovechamiento del Gas Natural asociado en las acti\(dades de exploración y extraccióndeh;drora�"'°'···································

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Índice de Tablas

Tabla 1. Datos generales del Contrato ........................................................................................................................... 4 Tabla 2. Vértices del Área Contractual - Polígono A . .................................................................................................... 5 Tabla 3. Vértices del Área Contractual - Polígono B . .................................................................................................... 5 Tabla 4. Pozos del Área Contractual Misión . ................................................................................................................. 8 Tabla 5. Características Campos del Área Contractual Misión . ..................................................................................... 9 Tabla 6. Características Campos del Área Contractual Misión . ..................................................................................... 9 Tabla 7. Resumen de alternativas propuestas por el Operador para Plan de Desarrollo . ............................................ 10 Tabla 8. Actividades de la alternativa seleccionada ...................................................................................................... 11 Tabla 9. Volumen a recuperar para las diferentes alternativas propuestas por el Operador . ....................................... 11 Tabla 1 O. Volumen original del Área Contractual Misión ............................................................................................... 12 Tabla 11. Volumen a recuperar gas y condensado ....................................................................................................... 12 Tabla 12. Cronograma de actividades . ......................................................................................................................... 13 Tabla 13. Unidades de Trabajo a acreditar para Período de Plan de Desarrollo . ......................................................... 14 Tabla 14. Factores de recuperación grupos de Campos -Área Contractual Misión . ................................................... 16 Tabla 15. Probabilidad Factor de Recuperación Campos análogos Nacionales e Internacionales . ............................. 16 Tabla 16. Análisis de EUR y Fr con metodología del gasto inverso .............................................................................. 18 Tabla 17. Aprovechamiento de gas hasta el límite económico . .................................................................................... 19 Tabla 18. Volumen de Autoconsumo . ........................................................................................................................... 20 Tabla 19. Puntos de medición de gas del Área Contractual. ........................................................................................ 23 Tabla 20. Puntos de medición de condensados del Área Contractual. ......................................................................... 23 Tabla 21. Punto de Medición de gas del Área Contractual. .......................................................................................... 25 Tabla 22. Puntos de Medición de condensados del Área Contractual. ......................................................................... 25 Tabla 23. Cumplimiento Puntos de Medición ................................................................................................................ 29 Tabla 24. Desglose anual del Programa de Inversiones por Actividad petrolera . ......................................................... 36 Tabla 25. Premisas para la evaluación de indicadores económicos del Plan de Desarrollo ......................................... 38 Tabla 26. Indicadores económicos ................................................................................................................................ 38 Tabla 27. Resumen de alternativas propuestas por el Operador para Plan de Desarrollo . ......................................... .41 Tabla 28. Aporte Anual al Fideicomiso de Abandono . ................................................................................................. .42 Tabla 29. Indicador de desempeño de las actividades a ejercer para el Contrato ....................................................... .43 Tabla 30. Indicador de desempeño del Presupuesto Indicativo en función de las erogaciones ejercidas para el Contrato. ·····················································································································································································.43Tabla 31. Indicadores de desempeño de la producción de gas y condensado en función de la producción reportada,periodo 2018-2030 . ...................................................................................................................................................... .44

Índice de Figuras

Figura 1. Ubicación del Área Contractual 1 .................................................................................................................... 5 Figura 2. Diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución . ................................................... 6 Figura 3. Pronóstico de producción Área Contractual Misión - Alternativas propuestas por Operador . ....................... 11 Figura 4. Pronóstico de producción Área Contractual Misión . ...................................................................................... 15 Figura 5. Factor de Recuperación Campos análogos Nacionales e Internacionales . ................................................... 16 Figura 6. Cálculo de la EUR mediante tiempo de balance de materia . ......................................................................... 17 Figura 7. Aprovechamiento de gas, y capacidades de manejo de gas y condensado . ................................................. 19 Figura 8. Etapa 1. Diagrama de filosofía operacional de la producción, distribución y recolección de hidrocarburos y Punto de Medición de gas y condensados en Central de Medición km 19. (manejo actual de los hidrocarburos) . ...... 22 Figura 9. Diagrama general de los Puntos de Medición de gas de Misión y Km 19 ...................................................... 23 Figura 10. Diagrama general de los Puntos de Medición de condensados de Misión y Km 19 . ................................... 24 Figura 11. Diagrama Esquemático del Ciclo de Producción hasta Transferencia del hidrocarburo . ............................. 24 Figura 12. Opciones para seleccionar comparativo de referencia . ............................................................................... 33 Figura 13. Distribución de Programa de Inversiones total, por Actividad petrolera ....................................................... 34 Figura 14. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Desarrollo ............................................. 35 Figura 15. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Producción . .......................................... 35 Figura 16. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Abandono ............................................. 35 Figura 17. Rango de referencia de costos para la Actividad petrolera Desarrollo . ....................................................... 37 Figura 18. Rango de referencia de costos para la Actividad petrolera Producción ....................................................... 37 Figura 19. Rango de referencia de costos para la Actividad petrolera Abandono . ....................................................... 37 Figura 20. Valor presente esperado a favor del Operador vs. Precio del aceite . .......................................................... 39 R Figura 21. Valor presente esperado a favor el Operador vs. Costos totales ................................................................ .40 �

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1

l. Datos generales del Contrato

La Asignación AE-0398-M-MISIÓN Campo Misión se conformó un Contrato de Obra Pública Financiada (COPF) No. 414103997 que estuvo vigente desde 2004 a 2018, actualmente y luego de realizar el proceso de migración se conformó un Contrato para la Exploración y Extracción (CEE) Contrato CNH-M3-MISION/2018 (Contrato), bajo la modalidad de Producción Compartida, el cual se celebró el 2 de marzo de 2018 entre, los Estados Unidos Mexicanos por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (Comisión) y Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. (SMB) 49% y Pemex Exploración y Producción (PEP) 51 %, siendo designado por las empresas firmantes del Contrato (SMB y PEP), previa notificación de procedencia emitida por la Secretaría de Energía con opinión de la Comisión, a SMB como el Operador de este Contrato.

El 20 de febrero de 2018 fue aprobado mediante la Resolución CNH.E.08.001/18 un Plan Provisional relacionado con la Migración de la Asignación AE-0398-M-MISIÓN por 12 meses de vigencia, con la finalidad de dar continuidad a las actividades de desarrollo.

Pemex Exploración y Producción es una empresa productiva del Estado subsidiaria de Petróleos Mexicanos, con personalidad jurídica propia de conformidad con los artículos 60 de la Ley de Petróleos Mexicanos; 2 y 3, fracción VII del Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción, y 1 y 2, fracción VII del Acuerdo de Creación de la empresa productiva del Estado subsidiaria de Petróleos Mexicanos denominada Pemex Exploración y Producción, cuyo objeto exclusivo es la exploración y extracción del petróleo y de los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos.

Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. es una sociedad mercantil constituida y con personalidad jurídica de conformidad con las leyes de los Estados Unidos Mexicanos, cuyo único objeto social es la exploración y extracción de hidrocarburos.

La duración del Contrato es de veinticinco (25) años a partir del 2 marzo 2018, en el entendido de que continuarán vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la terminación del Contrato, incluyendo, las relativas al abandono y a la indemnización. Asimismo, a partir del quinto año previo a la terminación del plazo del Contrato, siempre que el Operador esté al corriente con sus obligaciones conforme al Contrato, este podrá solicitar a la Comisión, hasta dos prórrogas del plazo del Contrato para una parte o la totalidad de las áreas de desarrollo de hasta cinco (5) años cada una.

Características

Contrato

Area Contractual

Estado y municipio

Su erficie

Fecha de emisión / firma

Vi encía

Ti o de Contrato

Operador y socios con porcentaje de artici ación

Profundidad para extracción

Yacimientos y/o Campos

Colindancias

Otras características

Descripción

CNH-M3-MISION/2018

Misión cc--c=---=-c

Tamaulipas (Mier, Miguel Alemán, Camargo, Gustavo Dfaz Ordaz, Reynosa) y Nuevp León (General Bravo, Los Adamas y Doctor Coss).

1,692.752 kilómetros cuadrados (km2)

2-marz� O 8------------------

2-marzo-2043 (25 años)

CEE bajo la modalidad de Producción Compartida

Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. (SMB) 49% y PemexExploración y Producción 51 %

Todas as fonnaci es, a excepción de aquellas en los playse recursos no convencionales (gas ceit de lutitas .

Arcabuz, Bocaxa, Cali, Camargo, Forcado, Géminis, Integral, Mandarín, Misión, Paje, Presa, Quitrín, Santa Anita, Tepozán, Tinta, Trapiche, Troncón y Valadeces.

=--=-=---ce-.

Campos: Arcos, Azúcar, Santa Rosalfa, Cuervlto, Pamorana, Llano Blanco y Cailón.

Campos productores de gas y condensado.

Tabla 1. Datos generales del Contrato.

(Fuente, Com;s;ón con datos del Contrato

l

y c

°.

n ;nío,madón pmpo,c

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El Área Contractual Misión (Área Contractual) se encuentra ubicada en la Cuenca Terciaria de Burgos, localizada al noreste de México, en los estados de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, limitada al norte por el Río Bravo; al este por la Plataforma Continental del Golfo de México; al sur por la Cuenca TampicoMisantla y al oeste por los afloramientos del contacto Cretácico-Terciario en la vecindad de la Sierra Madre Oriental Figura 1, contando con 2,279 bloques divididos en dos polígonos (A y B) Tabla 2 y Tabla 3.

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Misión l.ttadoJ l·n/Jt,!1

Figura 1. Ubicación del Área Contractual 1.

(Fuente: Comisión)

Vértice Longitud Oeste Longitud Norte

1 98º

47' 52.41" 26º

21' 30"

2 98º

25' 00" 26º

11' 01.66"

3 98º

25' 00" 26º

10' 00"

4 98º

35' 00" 26º

10' 00"

5 98º

35' 00" 26º

00' 00"

6 98º

50' 30" 26º

00' 00"

7 98º

50' 30" 26º

10' 00"

8 98º

54' 30" 26º

10' 00"

9 98º

54' 30" 26º

19' 30"

10 98º

48' 30" 26º

19' 30"

11 98º

48' 30" 26º

21' 30"

Tabla 2. Vértices del Área Contractual - Polígono A.

(Fuente: Comisión con datos del Contrato)

Vértice Longitud Oeste Longitud Norte

1 99º

06' 29.28" 26º

25' 30"

2 99º

04' 00" 26º

23' 50.48"

3 99º

04' 00" 26º

18' 30"

4 98º

58' 00" 26º

18' 30"

5 98º

58' 00" 26º

13' 00"

6 99º

01' 00" 26º

13' 00"

7 99º

01' 00" 26º

10' 00"

8 99º

15' 30" 26º

10' 00"

9 99º

15' 30" 26º

25' 30"

!

Tabla 3. Vértices del Área Contractual - Polígono B. {

[]

1

11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación de lainformación

El proceso de evaluación técnica y económica, a efecto de emitir el presente Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción (Plan o Plan de Desarrollo) propuesto por el Operador, involucró la participación de varias unidades administrativas de la Comisión. Además, se requirió a la Secretaría de Economía (Economía) la evaluación del porcentaje de Contenido Nacional, mientras que así también a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (Agencia), la evaluación del Sistema de Administración de Riesgos, por ser la autoridad competente.

La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, Dictamen Técnico y Resolución respecto del Plan de Desarrollo presentado por el Operador para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente 5S.7.DGDE.0114/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CNH-M3-MISION/2018 de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

Escrito SMB S/N

SMB - Comisión Presentación Plan de

Desarrollo. primer Programa de Trabajo

y Presupuesto

29/jun/2018

Oficio 250.399/2018

Comisión -+ SMB

Prevención por información faltante

20/jul/2018

Escritos SMB-SMBGECO0252018 y

SMB-SMBGECO0302018

SMB - Comisión

Atención a la Prevención

Prórroga +8 días hábiles 22/ago/2018

Comisión -+ Secretaria de Economía Cumplimiento Contenido Nacional (CN), Programa de Capacitación (PC) y Transferencia Tecnológica (TT)

5 jul 2018: Oficios 250.350/2018 (CN) y 250.352/2018 (PC y TT) 6 sep 2018: Oficios 250.498/2018 (CN) y 250.499/2018 (PC y TT) 8 oct 2018: Oficios 250.602/2018 (CN) y 250.603/2018 (PC y TT) 19 die 2018: Oficio 250.840/2018 (CN) y 250.841/2018 (PC y TT)

18 ene 2019: Oficio 250.020/2019 (CN)

Comisión -+ Agencia Sistema de Administración de Riesgos

4 jul 2018: Oficio 250.349/2018 6 sep 2018: Oficio 250.497/2018 8 oct 2018: Oficio 250.601/2018

Oficio 250.561/2018

'' Oficio 250.008.2019 i Ampliación Plazo +60 días hábiles

.+ 11/ene/2019

Comisión _. SMB

Declaratoria de Suficiencia

19/sep/2018

Comisión Presentación al

Órgano de Gobierno

24/ene/2018

SMB -+ Comisión

19/sep/2018 Alcance a la información 17/dic/2018 Alcance a la información 18/dic/2018 Alcance a la información 28/dic/2018 Alcance a la información 14/ene/2019 Alcance a la información

Figura 2. Diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución.

(Fuente: Comisión).

n

111. Criterios de evaluación utilizados en la evaluación

Se verificó que el Plan de Desarrollo propuesto por el Operador sea congruente y dé cumplimiento al artículo 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 el Plan de Desarrollo propuesto permita maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos.

Aunado a lo anterior, la Comisión consideró las bases contenidas en el artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y los principios y criterios de los artículos 7 y 8 de los "LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos en el Plan de Desarrollo.

Al respecto, se advierte que el Plan de Desarrollo cumple con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, 11, 12, fracción 11, 19, 20, 25 y el Anexo 2 de los Lineamientos. Asimismo, el Plan de Desarrollo para la Extracción cumple con los requisitos establecidos en las Cláusulas 6.2, 13.1, 13.2, 13.5, 15.2, 16.1, 19.1 y 19.4, adicionalmente, el Plan de Desarrollo cumple con los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH) y las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del Gas Natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (Disposiciones para el aprovechamiento de gas).

777

□

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan ______ _

a) Características generales

La cuenca de Burgos presenta un relleno sedimentario de período Terciario en arreglos transgresivos y regresivos progresivamente más jóvenes hacia el Este, que en conjunto constituyen un marco regresivo regional hacia el oriente, con predominio de ambientes deltaicos, costeros y marinos internos y medios.

El marco estructural está regido por una serie de fallas regionales de tipo normal con orientación preferencial norte - sur y con caída hacia el oriente. El Área Contractual Misión se encuentra ubicada hacia el oriente de la falla principal que representa la expansión del Eoceno Wilcox y hacia ambos lados de otro sistema principal de fallas de expansión del Oligoceno Vicksburg.

Los campos productivos dentro del Área Contractual Misión se desarrollan entre fallas normales de rumbo general norte - sur y bloque colgante al este, entrampando los hidrocarburos en los máximos estructurales contra falla o con cierre en las cuatro direcciones.

Las formaciones productoras identificadas por el Operador corresponden a Eoceno Wilcox, Eoceno Recklaw, Eoceno Queen City, Eoceno Cook Mountain, Eoceno Yegua, Eoceno Jackson, Oligoceno Vicksburg y Oligoceno Frío, con acumulaciones de gas y condensado.

Los yacimientos del Área Contractual Misión están formados por areniscas con intercalaciones de pelitas, siendo que por sus características petrofísicas se consideran arenas compactas de baja permeabilidad (entre 0.01 y 2 mD), con porosidades promedio de 15%.

Los campos se agrupan por el Operador de acuerdo con el siguiente listado

• Arcabuz • Presa/Quitrín • Trapiche/Mandarín• Géminis • Troncón • Bocaxa/Paje/Tepozán• Misión • Tinta/CamargoNaladeces • Forcado• Santa Anita • Cali/lntegral/Tapado/Tucurá

En la Tabla 5 y Tabla 6 se presentan las características de los Campos/Yacimientos que conforman el Área Contractual Misión. En la Tabla 4 se presenta el resumen de pozos del Área Contractual Misión:

Clasificación Pozos Tipo Hidrocarburo No. Pozos

Cerrados sin oosibilidades --- 111

No útiles Taponados --- 128

Sub-total 239

Gas v condensado 18

Abiertos Gas húmedo 115

Útiles Gas seco 40

Cerrados con oosibilidades 21

Letrina/lnvector 2

Sub-total 196

Total 435

1 O pozos clasificados como útiles, siendo que el Operador espera reclasificarlos como no útiles, y 92 pozos no útiles

\

en Campos fuera de los citados en parte de arriba (Agrupaciones de Campos).

Tabla 4. Pozos del Área Contractual Misión.

(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)

n

Características generales

Area Campo (km2)

Profundidad promedio (mv)

Pozos perforados (útiles) Productores Inyectores

Cerrados con posibilidades

Arcabuz Géminis

Pozos 37 31 o

6

Misión Santa Anita Presa/Quitrín

17 53 23 14 53 23 2 o o

o o

Era / Periodo / Época Cenozoico/ Terciario/ Eoceno Cenozoico I Terciario / Oli oceno

Cenozoico/ Terciario/ Eoceno

Yacimiento

Saturación agua (fracción) Porosidad efectiva (fracción) Permeabilidad vertical (mD)

Espesor bruto / neto (m)

Tipo Hidrocarburo Densidad (ºAPI)

Poder calorífico del gas (BTU/pc)

Temperatura (ºC) Presión inicial (kg/cm2)

Presión actuar (kg/cm2) Mecanismo de empuje principal

Gasto actual (MMpcd) Volumen original 1P (MMbls}

Recklaw, Queen Wllcox, Recklaw Clty, Cook

Mountaln, Y ua

0.51 0.15

0.001 • 50 48 / 11.3

Gas seco 52 957

145

527 210

13.54 7.53 127.9 136.4

Vlcksburg, Frfo

0.53 0.45 0.16 -0.15

0.01 • 2 -0.01 • 0.12 79/ 15 - 35/ 7.8

condensado -Gas húmedo 50 53

1,068 1,131

151 -70 513 138 205 -55.2

nslón Roca-Fluido

3.168 -23.8 147.3 196.6

Tabla 5. Características Campos del Área Contractual Misión.


Campo

Area Campo (km2)

Profundidad promedio (mv)

Pozos perforados (útiles) Productores Inyectores

Cerrados con posibilidades

Era / Período / Época

Yacimiento

Saturación agua (fracción) Porosidad efectiva (fracción) Permeabilidad vertical (mD)

Espesor bruto / neto (m)

Tipo Hidrocarburo Densidad (ºAPI)

Poder calorífico del gas (BTU/pc)

Temperatura (ºC) Presión inicial (kg/cm2)

Presión actual (kg/cm2)

Mecanismo de empuje principal

Gasto actual (MMpcd} Volumen original 1P (MMbls)

Troncón

Cenozoico I Terciario I Eoceno

Wllcox, Recklaw, Queen Clty, Cook

Mountaln

0.49 0.19

0.001 • 50 46/5.6

Gas húmedo 52

85 200

80

o

8.7

Tinta/Camargo/ Valadeces

Pozos

Trapiche/ Mandarín

Taoonados Cenozoico/ Terciario/ 011

Frfo

Propiedade

Propiedades

Yegua

0.5 0.18 0.01

40/5

Gas húmedo 50

1,055

135 482

404

Forcado

o

o

Bocaxa/Paje/ Tepozán

Cenozoico/ Terciario/ Eoceno

Queen Clty, Yegua,Jackson

0.45

0.16 0.018-0.2

55/7

Gas húmedo 50

1,120

129 481

481

Vlcksburg, Jackson,

Y ua

0.55 0.17

0.001 .450 37 / 5

Gas húmedo 50

1,044

65

180 162

Expansión Roca-Fluido

o 2.39 1.03 3.22

32.2 48.7 11.0 15.0

Tabla 6. Características Campos del Área Contractual Misión.


0.56 0.19 -

0.001 • 50 26/ 3 -

edo 52 -

1,014 -

90 221 88.4 -

1.49 -60.3

Cali/lntegral/ Tapado/Tucurá

Vlcksburg, Jackson

0.46

0.16 0.2-20 80/ 19

Gas húmedo 52

1,055

107 356 250

11.03 109.8

Nota: Existen 4 pozos en otros Campos (Bonanza-9, Gruñón-2, Patlache-101 y Vihuela-1 ), los primeros dos Campos con 1 pozo cada _; _.,:;r1} ""° cerrados ooo pos;bltidades y los dos últimos Campos oo

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b) Análisis de alternativas para el Plan de Desarrollo para la Extracción

Dentro de las alternativas presentadas por el Operador en el Plan de Desarrollo para la extracción del ÁreaContractual Misión, se encuentran las siguientes opciones:

• Caso base (Alternativa seleccionada por el Operador):

Con esta alternativa seleccionada por el Operador, buscará incrementar el distanciamiento de los pozos para disminuir la interferencia de los mismos en zona de mayor permeabilidad, mejorando los radios de drene de los pozos a través de mejoras en la calidad de las estimulaciones, para las cuales el Operador probará apuntalantes de mayor calidad.

La presente alternativa es la seleccionada por el Operador, ya que, de acuerdo al análisis del Operador, repre.senta la mayor eficiencia, porque minimiza el riesgo y maximiza el valor del Contrato, dado que le permitirá extraer reservas con un menor número de pozos.

• Plan de Desarrollo con menor distanciamiento:

Implicará un cambio en el distanciamiento promedio con el que venía perforando el Operador los pozos en el desarrollo de los Campos Arcabuz y Santa Anita.

En la medida que no se verifiquen por el Operador que las mejoras introducidas en las estimulaciones con los apuntalantes de mayor calidad (Caso Base), las cuales deberían aumentar el radio de drene de los pozos; el Operador realizará la perforación de 1 O pozos adicionales de desarrollo entre los campos Arcabuz y Santa Anita, para cubrir las áreas que no se logren drenar con los pozos previstos en el Plan de Desarrollo.

• Plan de Desarrollo con mayor precio y actividad:

De existir mejores condiciones de precio del gas o que el Operador lograra una mejora en el precio de comercialización del gas; el Operador modeló un aumento de 10% del precio del gas a partir del año 2020 para la presente alternativa, logrando con dicha variación, incorporar al Plan de Desarrollo 1 O pozos nuevos en campos con menores volúmenes acumulados y en donde con el escenario de precios actual no sería económicamente rentable perforar dichos pozos.

Dicho aumento del precio del gas en las magnitudes analizadas se podría dar, no solo por cuestiones de mercado sino también por mejoras en las condiciones actuales de los márgenes de comercialización o de los costos de transporte para el Operador.

Los pronósticos de producción se realizaron por el Operador mediante curvas de declinación, utilizando la ecuación de declinación exponencial, la cual fue la que tuvo el mejor ajuste debido a las condiciones de yacimiento presentadas y la baja permeabilidad, identificando el Operador el límite económico para el ÁreaContractual Misión en diciembre 2030.

Por lo que las tres alternativas para el Plan de Desarrollo propuestas por el Operador se resumen en Tabla 7, así como las producciones y volúmenes a recuperar para cada alternativa Figura 3 y Tabla 9.

Características Caso base

(Seleccionado) Caso mayor precio

Actividades Físicas Perforación de Pozos

RMA

Producción Gas MMM c

Condensado MMbls

Tecnologías adicionales

67

196

217.8 --

1.06

Incorpora mejora en las estimulaciones.

---·· -

77

196

215.6

1.08

77

196

225.1

1.11

Tabla 7. Resumen de alternativas propuestas por el Operador para Plan de Desarrollo. S (Fuente lnfurmactón

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10

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Actividad Programadas

Perforación de Pozos Nuevos de Desarrollo 67 Reoaraciones Mayores 196

Meioras en Estación Arcabuz 2

Meioras en Estación Cali 1 Meioras en Estación Forcado 1

Meioras en Estaciones Santa Anita 5 Meioras en Estaciones 1

Telemetría v Scada 1 Meioras en Puntos de Medición 5

Meioras Tecnolóoicas v de Sistemas 1 Adecuaciones v redireccionamiento de lineas 6

Mejoras en Lineas 10

Tabla 8. Actividades de la alternativa seleccionada.

(Fuente: Información presentada por el Operador).

----Volumen acumulado gas @ D,c 2030

Caso base = 2 t7 .8. MMMpc_

1

1

1

1

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C"'l C"'l

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Caso menor dIstanciamIento = 215.6 MMMpc Cas�yor precio = 225.1 MMMpc

Volumen acumulado condensado @ D,c 2030 Ca1!0--ba,&- 1 06-M�

v C"'l

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Caso menor dIstancIamIento = 1.08 MMbls Gasa.mayor preaa = Ll 1.MMllls.

U") <O r--- C0 O) o � N

C"'l C"'l C"'l "? C"'l ":' v v

� � � � ¿ .'..

ro ro ro ro E E E E E E E E

Caso base - Gas (MMpcd) -caso mayor prec,o - Gas (MMpcd)

-caso menor d,stanc,am,ento - Gas (MMpcd) -caso base - Condensado (bpd)

-caso menor d1stanc1am1ento -Condensado (bpd) -caso mayor precio - Condensado (bpd)

1,300

1,200

1,100

1,000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

o C"'l v ¿

ro E

Caso base - Gas Acumulado (MMMpc) -caso mayor precio-Gas Acumulado (MMMpc)

-caso menor d1stanc1am1ento - Gas Acumulado (MMMpc) -caso base - Condensado Acumulado (Mbls)

-Caso menor d1stanc1am1en10 - Condensado Acumulado (Mbls) -caso mayor precio - Condensado Acumulado (Mbls) -Limite Económico

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Figura 3. Pronóstico de producción Área Contractual Misión - Alternativas propuestas por Operador.

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

*Con riesgo: Se refiera al volumen a recuperar considerando: 100% de las Reservas Probadas 1 P + 50% de lasReservas Probables + 30% de las Reservas Posibles.

Tabla 9. Volumen a recuperar para las diferentes alternativas propuestas por el Operador.


C:J�fgjt

c) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

El volumen original del Área Contractual Misión se presenta a continuación en la Tabla 1 O.

Volumen original Gas (MMMpc) Condensado (MMbls)

1P 894.0

2P 1,073.6 6.11

3P 1,186.5 6.79

Tabla 10. Volumen original del Área Contractual Misión.


Los volúmenes de gas y condensado al límite económico, vigencia del Contrato, así como sus respectivos factores de recuperación, son presentados en la Tabla 11.

Factor de Vigencia del Vigencia del Factor de

Limite Económico Limite Económico Recuperación a la Volumen a recuperar Con riesgo• (Año 2030)

Recuperación al Contrato Contrato vigencia del

(Año 2030) (3P) Limite Económico Con riesgo• (Año 2043)

Contrato (fracción) (3P) (Año 2043) (3P)

(fracción) (3P)

Gas (MMMpc) 217.8 329.4 0.72 240.2 366.8 0.75

Condensado (MMbls) 1.06 1.75 0.67 1.20 1.96 0.70

PCE (MMbpce) 40.2 60.9 --- 44.3 67.8 --

*Con riesgo: Se refiera al volumen a recuperar considerando: 100% de /as Reservas Probadas 1 P + 50% de lasReservas Probables + 30% de /as Reservas Posibles.

Tabla 11. Volumen a recuperar gas y condensado.


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

d) Objetivo del Plan de Desarrollo para la Extracción

El Plan de Desarrollo presentado por el Operador considera la perforación de 67 pozos nuevos de desarrollo en los diferentes Campos que conforman el Área Contractual Misión y 196 Reparaciones Mayores (RMA), con 285 intervalos potenciales a intervenir dependiendo de los resultados de cada uno, así como también la construcción de líneas de recolección, actividades de mantenimiento a la infraestructura existente, inversiones en mejorar los sistemas de medición, calibración de tanques e instalación de equipamiento adicional que permita mejorar las condiciones de medición, y el abandono de los pozos e instalaciones que pierdan el interés productivo para el Operador durante la vigencia del Contrato.

Dentro del Plan Provisional se tiene ya aprobado la perforación de 3 pozos de los 67 considerados, así como 14 RMA de las 196 RMA también consideradas en el Plan de Desarrollo presentado por el Operador. La perforación de los 3 pozos se tiene previsto como los primeros en el año 2019, y las 14 RMA ya fueron ejecutadas en 2018.

� Las actividades a realizar por el Operador al amparo de su Pan de Desarrollo se enlistan de forma general��a continuación, Tabla 12.

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17 � �

Actividad / Sub-actividad Año

•ilmmmmmmrzmm.1msmE&mBJfftFBPerforación de Pozos Nuevos de Desarrollo 67 O 17 12 18 19 1 O O O O O O O Reparaciones Mayores

Mejoras en Estación Arcabuz

Mejoras en Estación Cali

Mejoras en Estación Forcado

Mejoras en Estaciones Santa Anita

Mejoras en Estaciones

Telemetría y Scaqa

Mejoras en Puntos de Medición

Mejoras Tecnológicas y de Sistemas

Adecuaciones y redireccionamiento de líneas

Mejoras en Lineas

SASISOPA: Asesoría y Sistema de Gerenciamiento

196

2

1

5

5 1

6

10

1

14 38 9 7 26 16 10 24 21

--1 +

Nota: La probación de actividades por parte de la Comisión corresponde a los niveles de Actividad y Sub-actividad petrolera.

Tabla 12. Cronograma de actividades.


11 11 4 5

+ t-

t �

Referente a la inversión y gastos de operación, los montos contemplan por el Operador desde la aprobación del Plan Provisional (2 de marzo de 2018), hasta el límite económico del Plan de Desarrollo calculado por el Operador (diciembre 2030); siendo que estima realizar una inversión de 217 MMUSD + 237 MMUSD en costos de producción (Gastos de operación) + 38 MMUSD destinados al fondeo del Fideicomiso de Abandono de pozos e instalaciones (35 MMUSD de Aportes al Fideicomiso por parte del Operador y 3 MMUSD de intereses generados en el Fideicomiso de Abandono), dando un total de 492 MMUSD por el total del proyecto; siendo que el Operador presenta un monto por 5,382,447.89 dólares señalados como no elegibles, pertenecientes a gastos de operación; por lo que no se someten a la aprobación de la Comisión, resultando un monto total a aprobación por la Comisión de 487 MMUSD (las cifras pueden no coincidir por el redondeo).

Dicho monto y actividades consideran la duración del Plan Provisional hasta alcanzar el límite económico durante el Plan de Desarrollo.

Dentro de las instalaciones de producción el Operador considera:

• La construcción de módulos de recolección y redireccionamiento de pozos;• Mejoras en Estaciones de Recolección y relocalización de instalaciones entre Estaciones;• Mejoras en los Puntos de Medición de gas y condensado (incluye toma muestras continuo, de

acuerdo a lo aprobado en el Plan Provisional);• Mejoras automatización de pozos y sistema SCADA, y• Sistemas y Comunicaciones, y licencias de Seguridad, Ambiente y Salud.

Y en detalle el Operador considera realizar las siguientes actividades:

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Módulo de Recolección de gas Arcabuz Oeste 1 (2 Módulos de recolección de 5 entradas cada uno);

Almacenamiento y desfogue en el Módulo Arcabuz Oeste 1;

Redireccionamiento de los pozos del Campo Arcabuz recibidos de PEP a fin de contar con la producción de estos pozos y de la línea de descarga del pozo Vihuela-1;

5° Módulo de 5 entradas en la Estación de Recolección de Gas (ERG) Santa Anita-2;

Módulo de recolección de gas Sta. Anita Norte-1, Incluye Línea de 6" (Baja) y de 3" (Prueba),

Módulo de recolección de gas Forcado-1;

Sustitución de Separador de "Súper baja" TG-102 de la ERG Cali-1, por el Separador TG-100 de la ERG Misión-2;

Sustitución de Separador TG-100 en la ERG Sta. Anita-1, por el Separador TG-100 de la ERG Trapiche-1;

Cabezal de Compresión en la compresión;

ERG Cali-1 y Sta. Anita-2, No incluye Montaje de

y /�

7

Unidad de 1

fl1-y ¿¿i--

• Unidades para Medición de Líquidos en ERG Cali-1, y• Unidades para Medición de Líquidos en ERG Misión-2.

Posterior al año 2020 al Operador prevé adecuación de las instalaciones para aprovechar la infraestructura existente, moviéndola de Campos con fuerte declinación de su producción a Campos en donde se prevea seguir con el desarrollo de los mismos.

Programa Mínimo de Trabajo

Referente al Programa Mínimo de Trabajo, significa las Unidades de Trabajo a que se hace referencia Cláusula 1.1 y el numeral 2 del Anexo 5 del Contrato, las cuales el Operador deberá llevar a cabo durante el período de cuatro (4) años siguientes a la Fecha Efectiva, siendo que se tiene un monto de Unidades de Trabajo comprometidas como Programa Mínimo de Trabajo para el Período de Desarrollo de 16,576 Unidades de Trabajo.

Durante el Primer Presupuesto del Plan de Desarrollo que incluye el período (marzo 2018 a diciembre 2019), el Operador tiene previsto cumplir con la totalidad de las Unidades de Trabajo comprometidas en el Contrato, con la perforación de 3 pozos nuevos, los cuales ya se encuentran aprobados en el Plan Provisional, y planea ejecutar en el primer trimestre del año 2019.

De acuerdo a la Resolución CNH.E.08.001/17 la Comisión determina que las actividades se le podrán contabilizar al Operador como Unidades de Trabajo, en el período comprendido entre la suscripción del Contrato y la aprobación del Plan de Desarrollo por parte de la Comisión.

Pozos Profundidad estimada Total de Unidades de

(m) Trabajo a acreditar

Arcabuz-652 2,620 6,288

Santa Anita-278 1,750 4,950

Tepozán-2 2,900 6,960

Total 18,198

Tabla 13. Unidades de Trabajo a acreditar para Período de Plan de Desarrollo.


Con la perforación de los 3 pozos propuestos por el Operador, ya aprobados bajo el amparo del Plan Provisional, acreditará un monto de 18,198 Unidades de Trabajo; por lo que superará el compromiso de las Unidades de Trabajo para el Período de Desarrollo (16,576), y por lo tanto la perforación de estos tres pozos u otros de profundidad equivalente, sumado al cómputo de las Unidades de Trabajo que acredite por la ejecución de las RMA, conformarán el Programa Mínimo de Trabajo para el Período de Desarrollo.

De acuerdo al Anexo 5 del Contrato, las RMA con equipo le acreditan 600 Unidades de Trabajo (por operación) al Operador.

Infraestructura Compartida

El Operador declara que no existe mezcla del flujo de producción de los hidrocarburos con ninguna otra \ Área Contractual o Asignación. Únicamente detectó quemadores de Uso Compartido con PEP, que forman

parte del sistema de seguridad de las Plantas, receptores y lanzadores de diablos de limpieza.

El Operador previendo el Uso Compartido de Infraestructura, presentó la propuesta de los términos y condiciones para el acceso a las Instalaciones, la cual define las responsabilidades de mantenimiento y J) asignación de costos para cada una de las partes involucradas en cumplimiento al Anexo 12, numeral 3, \V 3.1 y 3.2 del Contrato.

p k t 777 J

117 ;¿p �

e) Pronóstico de Producción

El pronóstico de producción del Plan de Desarrollo propuesto por el Operador reproduce la actividad física a realizar, documentado un volumen total a recuperar al límite económico (Diciembre 2030) de 217.8 MMpc de gas y 1.06 MMbls de condensado, sustentado por la ejecución de la perforación de 67 pozos nuevos de desarrollo en los diferentes Campos que conforman el Área Contractual Misión y 196 RMA, así como también la construcción de líneas de recolección y actividades de mantenimiento a la infraestructura existente, Figura 4.

120

110

100

90 Voluílfn acumulado gas @Díc 203U = 21 T.8 MMMpc Volumen acumulado condensado @ Die 2030 = 1.06 MMbls

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E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E E

Caso 1 • Gas (MMpcd) -Caso 1 • Condensado (bpd) -Límite Económico

-Caso 1 • Gas Acumulado (MMMpc) -caso 1 • Condensado Acumulado (Mbls)

Figura 4. Pronóstico de producción Área Contractual Misión.


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1,200

1,100

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----------------·-------------�,___�� --- � .

f) Análisis técnico de la solicitud del Plan de Desarrollo

Con base en la información de campos nacionales e internacionales, se realizó la búsqueda de campos análogos para los grupos de Campos del Área Contractual Misión, para ello se seleccionaron campos con condiciones similares a nivel roca y fluido, considerando como tipo de hidrocarburo producción de gas, en ubicación terrestre, con ambiente deposicional costero elástico, con condiciones de litología en arenas, siendo predominantemente yacimientos de baja permeabilidad O - 0.47 mD.

Los factores de recuperación de los grupos de Campos del Área Contractual Misión se presentan en la Tabla 14, así como los resultados de los Campos análogos en Figura 5 y Tabla 15.

100

É 90

-� 80

� 70

� 60

G 50o:: 40w o 30o:: � 20

� 10

º·

. Grupos de Campos Factor de

Recuperación (3P) Area Contractual Misión

(Porcentaje) Trapiche/ Mandarín 48

Misión 52 Troncón 66

Tinta/CamaraoNaladeces 69 Forcado 70

Presa/Quitrín 76 Bocaxa/Paje/T epozán 78

Santa Anita 81 Géminis 82 Arcabuz 85

Cali/lntearal/Taoado/Tucurá 91 Area Contractual Misión 75

Tabla 14. Factores de recuperación grupos de Campos -Área Contractual Misión.


■Area Contractual Mision •Trapiche/ MandannForcado

Troncón • T1nta/CamargoNaladecesO Santa Anita eGem1nis

o Bocaxa/Pa¡e/T epozan• Cali/lntegral/Tapado/Tucura

AP10 ♦P50

Figura 5. Factor de Recuperación Campos análogos Nacionales e Internacionales.


Tabla 15. Probabilidad Factor de Recuperación Campos análogos Nacionales e Internacionales. 1 (Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).

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Análisis de EUR y Fr con metodología del gasto inverso, de Thomas Blasingame, Valentina Bondar y J.C. Palacio.

Se realizó un análisis por parte de esta Comisión para la revIsIon de volumen de gas final a recuperar (Estimated Ultimate Recovery EUR por sus siglas en inglés) propuesto por el Operador en Plan de Desarrollo, aplicando la metodología de Thomas Blasingame, Valentina Sondar y J.C. Palacio.

Al analizar la pendiente de la curva en el periodo creciente de la misma, la metodología permite calcular la recuperación final estimada EUR, a través del cálculo del inverso del valor de dicha pendiente, permitiendo estimar EUR's por Campo Figura 6.

La metodología consiste en graficar el gasto inverso (1/qo) contra (Np/qo), al graficar dichos datos y al obtener la pendiente final representativa de la curva, se obtiene el EUR (Volumen final a recuperar) que es el inverso de la pendiente 1/m, de dicho cálculo resulta el Factor de Recuperación (Fr) en términos de Fr=EUR/Volumen original, que se pudiera alcanzar, bajo el esquema de extracción propuesto por el Operador Tabla 16.

La Figura 6 permite entender el comportamiento de los Campos y calcular el Fr que pudiese alcanzar el yacimiento bajo el esquema de explotación actual.

En las curvas obtenidas se observan múltiples inflexiones que representan la entrada de los pozos nuevos perforados y las reparaciones mayores, dentro del desarrollo de los Campos en mención, siendo que dichas inflexiones reducen su ocurrencia con el tiempo y una vez que todos los pozos están en producción.

10000 000

y= 0.000006741952x + 0.009891727562 R' = 0.999999012751

1000.000 y= 0.000006459449x + 0.000381424054 R' = 0.999999243715

y= O 000010981610x + 0.009286207911 R' = O. 99999964 77 50

100.000 y= 0.000004984944• + 0.002329033306

.;-R' = O 999999876902

" y= 0.000018336939x + 0.014158768366 Q.

R' = 0.999998277634

! 10.000 y= O 000074429852x + O 027572025387

o R' = O .999996639452 "

y= O 000039204068• + O 015506359029 Q.

1.000 R' = O. 999998550626

y= 0.000007766256x + 0.003563851911 o

R' = 0.999999748218

y= 0.000024928650x + 0.005842222291 O 100 R' = O 999998964348

y= 0.000048714155x + 0.128867851102 R' = 1 . 000000000000

0 010 y= O 000056918588x + 0.047862517758 R' = O 999997015787

0.001 10 100 1.000 10,000

--Arcabuz Tiempo de balance de materia (doas)

-- Tendenaa Lineal Alcabuz --Tendenc'8 Uneal Gém1ma --M,slOn

--SanAntta --TendellCla Lineal Santa A1111a

- Te,xtenoa Lineal Presa/Oullrln --Troneón

--T111latCornargoNaladecos --Tendencia Lineal Tinta/CamargoNaiadeces

--Tendenc1a Lmeal CalI1m1ograVTapado/Tucura -Traptehe/ Mandarln --Bocaxa/Pa¡e/T epoza.n --Tend&nc1a uneal Bocaxa/Pa1e/Tepozan

--Tendunoa Lm&al Forcado --Area Contractual M1s10n --Lineal (Tend80Cla linea! Afcabuz) --Lineal (T�ndenaa uneal Gém,ms) --Lineal (Tendencia L1nt1al Santa Ancla) -- Lmeal (Tendenaa L1naal PT881\/0urtrm)

y= 0.000001091351, + o·.001811440121 R' = 0.999988636042

100,000 1.000,000

--Gelllnt&

--Tendenaa Lineal M,sion -- Presa/Oun,m -- Tendenc1A Lineal TronOOn -- Call/lntegrolfT itpadO/Tucuré --Tendencta Lineal Trap1chelfv\anda11n --Fo,c.ado --Tendencia Lineal AC MislOn -- Lintml (Tendoncia Lmeal MlslOn) --Lineal (Tondencm Lineal Troncon)

10.000.000

--Lmeal (Tendencia Lineal Tinta/Cama,yoNaladeces) -- Lineal (Tenrlencia Lineal BocaxaJPaJe/'Tepnzan}

Lineal (Tender\Qa Lineal Call/mtegraVTapadolT11curé) -- Lineal {Tendeooa Lineal Fo,cado)

�- Ltneal (Tendoncia Lmeal Treptehe/Mandann) -- Lineal {Tendencia Lineal AC Mis!On)

Figura 6. Cálculo de la EUR mediante tiempo de balance de materia.

(Fuente, Comisión con ln/Ollnadón P':;¡jiJ°' el Ope,ado,).

IT� f

Campos Valor

EUR (MMMpc) Arcabuz

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Géminis

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Misión

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Santa Anita

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Presa/Quitrín

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Troncón

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Tinta/CamargoNaladeces

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Cali/lntegral/Tapado/Tucurá

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Trapiche/ Mandarín

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Bocaxa/Paje/Tepozán

Fr (fracción)

EUR (MMMpc) Forcado

Fr (fracción)

Área Contractual Misión EUR (MMMpc)

Fr (fracción)

Perfiles calculados bajo metodología del gasto inverso

Historia+ Pronóstico

148.32

0.86

154.81

0.82

91.06

0.52

200.60

0.81

54.53

0.76

13.44

0.67

25.51

0.69

128.76

0.92

40.11

0.48

20.53

0.79

17.57

0.71

911.28

0.77

Plan de Desarrollo Diferencia ª

@ 2043 (JP) favor pronóstico

calculado

147.91 0.28%

0.85

154.48 0.21%

0.82

90.87 0.21%

0.52

200.35 0.12%

0.81

54.51 0.04%

0.76

13.38 0.43%

0.66

25.43 0.30%

0.69

128.48 0.22%

0.91

40.03 0.21%

0.48

20.36 0.82%

0.78

17.34 1.31%

0.70

893.14 1.99%

0.75

Volumen Original 3P

(MMpc)

173.00

187.76

174.02

248.51

71.85

20.18

37.02

140.46

83.01

26.01

24.66

1,186.47

Tabla 16. Análisis de EUR y Fr con metodología del gasto inverso.


El pronóstico de producción propuesto en el Plan de Desarrollo por el Operador a la vigencia del Contrato

\ (Año 2043), presenta valores en su mayoría menores al 1 % de diferencia en términos de Factor de Recuperación contra los valores calculados bajo la metodología de gasto inverso con la ecuación de Thomas Blasingame, Valentina Bondar y J.C. Palacio; por lo que, en resumen, los perfiles de producción por Campo presentados por el Operador son técnicamente viables, previendo la utilización de métodos y procesos adecuados para maximizar el Factor de Recuperación en condiciones económicamente viables, rQ en términos del artículo 44 fracción II de la Ley de Hidrocarburos y del artículo 7, fracción 11 de los \' Lineamientos.

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g) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

El ámbito de aplicación de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas, se circunscribe a los Operadores Petroleros que realicen actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, que involucren la extracción y aprovechamiento del Gas Natural asociado. Por lo anterior, y dado que el Área Contractual es productora de Gas Natural no asociado, las Disposiciones mencionadas no son aplicables, sin embargo, en la Tabla 17 y Figura 7, se presentan los porcentajes de aprovechamiento de gas presentados por el Operador, resaltando que el Operador mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento por arriba del 99.91 %, hasta el límite económico, a través de la transferencia y el autoconsumo, de esta manera se garantiza el manejo del gas producido en el Área Contractual, con lo que procura el aprovechamiento de gas del Área Contractual.

Aprovechamiento de Gas Natural

Gas Natural Producido (MMpcd)

Autoconsumo (MMpcd)

Sistemas Artificiales (MMpcd)

Generación de Energía (MMpcd)

Transferencia (MMpcd)

Quema (MMpcd)

Porcentaje (%)

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

52.24 81.90 94.84 81.16 72.45 58.58 41.35 30.79 26.86

0.89 1.52 1.70 1.54 1.24 0.99 0.84 0.55 0.40

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

51.34 80.37 93.13 79.61 71.20 57.58 40.50 30.23 26.45

0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01

99.98 99.99 99.99 99.99 99.99 99.98 99.98 99.97 99.96

Tabla 17. Aprovechamiento de gas hasta el límite económico.


2027

21.31

0.27

0.00

0.00

21.03

0.01

99.95

120

110

Capacidad de manejo de Gas = 310 MMpcd �-----------------------

Capacidad de almacenamiento de Condensado: 119,ZOO 51s

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100

90

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70

60

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30

20

10

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1

1

1

-A-::-----'\':--------,-

Volumen acumulado gas @ Die 2030 =

217.8 MMMpc Volumen acumulado condensado @ Die

2000= 1.06 MMbl

2028

18.56

0.13

0.00

0.00

18.42

0.01

99.95

1,200

1,100

1,000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

o

Caso base - Gas (MMpcd) - Aprovechamiento de Gas Natural - Caso base - Condensado (bpd)

2029

14.62

0.13

0.00

0.00

14.48

0.01

99.93

Lim,te Económico - Caso base - Gas Acumulado (MMMpc) - Caso base - Condensado Acumulado (Mbls)

2030

10.89

0.13

0.00

0.00

10.75

0.01

99.91

r Figura 7. Aprovechamiento de gas, y capacidades de manejo de gas Y condensado. 1

t (Fuente: Comisión con información presentada por el Operador). 777 y

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---------

Autoconsumo.

En términos del artículo 4 fracción 11 y IV, de las Disposiciones para el Aprovechamiento del Gas y de la Cláusula 16.1 Hidrocarburos de Autoconsumo, el Operador prevé que parte del aprovechamiento de gas dentro del Área Contractual Misión estará destinado para autoconsumo como gas combustible para operación de diversos equipos, compresión y una pequeña cantidad para instrumentación en Estaciones de Recolección, volumen presentado en Tabla 18.

Aprovechamiento 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

de Gas Natural

Gas Natural Producido 52.24 81.90 94.84 81.16 72.45 58.58 41.35 30.79 26.86 21.31 18.56 14.62 10.89 (MMocdl

Autoconsumo 0.89 1.52 1.70 1.54 1.24 0.99 0.84 0.55 0.40 0.27 0.13 0.13 0.13

(MMpcd)

Sistemas Artificiales 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

IMMocdl

Generación de 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Energía (MMpcd)

Transferencia 51.34 80.37 93.13 79.61 71.20 57.58 40.50 30.23 26.45 21.03 18.42 14.48 10.75

IMMocdl

Quema (MMpcd) 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01

Porcentaje (%) 99.98% 99.99% 99.99% 99.99% 99.99% 99.98% 99.98% 99.97% 99.96% 99.95% 99.95% 99.93% 99.91%

Tabla 18. Volumen de Autoconsumo.


En términos de la Cláusula 16.1 Hidrocarburos de Autoconsumo del Contrato, el Operador podrá utilizar como parte del programa de aprovechamiento el Autoconsumo de hasta 1.70 millones de pies cúbicos diarios como gas combustible para la operación de diversos equipos.

Por dicha Cláusula del Contrato, el Operador no podrá quemar ni ventear Gas Natural, excepto por los límites autorizados por las Autoridades Gubernamentales competentes o en la medida que sea necesario para prevenir o mitigar una emergencia, sujeto a los requerimientos ambientales previstos en la Normatividad Aplicable.

h) Comercialización de Hidrocarburos

El Operador denota en su Plan de Desarrollo la intención de continuar las actividades de Extracción de hidrocarburos con los 14 Puntos de Entrega presentados para el Plan Provisional.

Por tanto, en los Puntos de Entrega ya conocidos continuará el pago en especie de las contraprestaciones del Contrato derivado de la modalidad contractual (Contrato de producción compartida).

El Operador plantea una etapa donde se propone que, a través de un esquema de contratación de Servicios de Acceso Abierto, la medición del volumen y la determinación de la calidad de del gas, Entrega y Transferencia de la Propiedad, se efectúe en un Punto de Medición a la salida de la planta de Pemex Transformación Industrial, Empresa Productiva del Estado, ubicada en Complejo Procesador de Gas de Burgos.

Con las adecuaciones necesarias el Operador podrá hacer la entrega física de los hidrocarburos que le corresponden al Estado como contraprestación del Contrato en el (los) Punto(s) de Entrega. Mediante la entrega física el Comercializador del Estado puede llevar a cabo la colocación de los hidrocarburos en el � mercado que mejor le convenga al Estado.

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i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

i. Medición de Hidrocarburos.

El Área Contractual Campo Misión, determina y asigna los volúmenes y calidad de los hidrocarburos (gas y condensado) basándose en el acuerdo de medición suscrito por esta Comisión, el Operador y PEP, el 20 de febrero de 2018, de conformidad con la resolución CNH.E.08.002/2018.

En el plan de Desarrollo se observa un pico de Producción de - 11 O MMpcd y condensados de - 600 bpd, que son inferiores a las producciones pico que se alcanzaron en los últimos 1 O años. A continuación, se detalla el manejo y medición de los hidrocarburos para el Área Contractual Misión.

Para el gas Húmedo dulce se aprobó disponer de 14 Puntos de Medición y de transferencia; La estación de Santa Anita 2 (D-659,D-876,D-877), Cali 1(D873,D-874,D875), Misión 1A (D-115), Santa Anita 1 (D-584,D-338) y Entronque Quitrín (D-845), el volumen de hidrocarburo gaseoso es recibido en duetos de transporte del sistema Misión de Pemex Logística, mientras que Estación Arcabuz Norte (D-618,D-881,D-882) y Estación Misión 2 (D-644), señalados entregan al sistema de recolección de Pemex Exploración yProducción. En todos los casos se cuenta con tecnología de placa de orificio. El gas de baja presión escomprimido en compresores de tres pasos, hasta alcanzar la presión de los pozos en alta que inyectandirectamente a los sistemas de transporte de Pemex Exploración y Producción o Pemex Logística, el gasen media presión es llevado a compresión también. Una vez con la presión para entrar a los sistemas de transporte, se realiza una medición operacional y de transferencia donde se obtienen valores de Presión,Temperatura, Volumen y Calidad. Conforme el gas es medido en los Puntos de Medición aprobadosdonde se produce la Entrega y la Transferencia de la Propiedad del hidrocarburo, el gas es enviado a laCentral de Medición Km 19 de propiedad de Pemex Logística, la cual cuenta, entre otros, con un sistemade separación de gas húmedo dulce, un sistema de manejo y rectificación de los hidrocarburos, así comoalmacenamiento de condensados.

Para el condensado dulce producido en los polígonos, es necesario realizar operaciones de trasiego internas teniendo como resultado final el almacenamiento y bombeo por dueto desde la Estación Cali 1 y Misión 2 a la Central de Medición Km 19. Obteniéndose una medición operacional del hidrocarburo en el Entronque Camitas para el primero (Cali 1) y Cañón 1A para el segundo (Misión 2). En caso de altos inventarios, existe la posibilidad de enviar auto tanques a estaciones de recolección de Pemex Exploración y Producción, cuantificándose éste por nivel de tanque en estación.

El manejo de agua congénita de las estaciones de recolección es inyectada al pozo sumidero Misión-48 y/o Misión-103, mediante una bomba reciprocante.

Derivado de la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo del Área Contractual Campo Misión y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 42, 43 y 44, de los L TMMH, la Dirección General de Medición llevó a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Operador, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos, para lo cual se identifica la siguiente propuesta evaluada;

La propuesta de la medición de hidrocarburos se propone realizar en dos etapas en el periodo de Desarrollo del Campo Misión. Las etapas propuestas son consecutivas (Etapa 1 y Etapa 2), considerándose un tiempo estimado de duración, de la Etapa 1 de cuatro (4) años en función del tiempo necesario para Adecuaciones en Módulos de Recolección, adecuaciones a la Infraestructura de Separación para trabajar con suficiencia y seguridad (holgura) en el manejo de los volúmenes por estación, f mejoras en el manejo operativo del mantenimiento de compre

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El plazo de 4 años para la implementación de la segunda etapa, a partir de la aprobación del Plan, está asociado al plazo remanente del Contrato de Comercialización que actualmente se encuentra vigente con PEP y debe entenderse como fecha máxima para la implementación.

En caso de que no se cumplan las condiciones posteriormente fijadas dentro del plazo de 4 años indicado en el párrafo anterior, el Operador presentaría las modificaciones al Plan de Desarrollo, que estime correspondientes a fin de dar cumplimiento a la Segunda Etapa de una forma alternativa.

Etapa 1.

(Figura 8) El Operador manifestó se efectuarán mejoras de los Puntos de Medición propuestos aprobados con la Resolución CNH.08.002/2018, para reducir su incertidumbre a niveles menores al 1 % para el gas y 0.5 % para el condensado, así como la implementación de Planes y Procedimientos para cumplir con el artículo 42 de los Lineamientos, para lo cual el Operador realizará actividades de mejora y mantenimiento a todos los Puntos de Medición dentro y fuera del Área Contractual Misión:

• Adecuaciones en Módulos de Recolección;• Adecuaciones a la Infraestructura de Separación para trabajar con suficiencia y seguridad;

(holgura) en el manejo de los volúmenes por estación;• Mejoras en el manejo operativo del mantenimiento de compresores, y• Mejoras en el Punto de Medición.

Luego de 2020 se prevén readecuaciones de las instalaciones para aprovechar la infraestructura existente, transportándola a campos con fuerte declinación en su producción a campos donde se prevé seguir con el desarrollo.

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Figura B. Etapa 1. Diagrama de filosofía operacional de la producción, distribución y recolección de

hidrocarburos y Punto de Medición de gas y condensados en Central de Medición km 19. (manejo actual de

los hidrocarburos).


Medición Gas.

Para el manejo y medición de gas, el Operador contempla la incorporación de medición con los mecanismos tipo Placa de orificio y seguimiento en tiempo real aprobados en el plan provisional con la resolución CNH.08.002/2018 Derivado de lo anterior, la propuesta para la medición de gas es la siguiente: Etapa 1: Medición y ubicación bajo el esquema actual aprobado mediante la resolución CNH.E.08.002/2018 durante 4 años, a partir de la aprobación al Plan de Desarrollo (Tabla 19 y Figura 9), identificando 2 Puntos de Medición fuera del Área Contractual, para lo cual el Operador manifiesta que realizará actividades de mejora y mantenimiento a todos los Puntos de Medición, incluyendo los anteriormente citados.

Sitio Nombre del Medidor Sistema de Diámetro Entrega a Sistema Medición externo (pg)

Entronque Quitrín D-845 Placa de Orificio 8 Pemex Logística

Arcabuz Norte D-618, D-881 , D-882 Placa de Orificio 6 Pemex Exploración y Producción Santa Anita 1 (Fuera del Área Contractual)

D-584, D-338 Placa de Orificio 6,8 Pemex Logística

Misión 1A

Misión 2

Cali 1

Santa Anita 2

Entronque Quitrín

ISM

3SM

D-115 Placa de Orificio 6 Pemex Logística

D-644 Placa de Orificio 8 Pemex Exploración y Producción

D-873, D-874, D-875 Placa de Orificio 4,4,4 Pemex Logística

D-659, D-876, D-877 Placa de Orificio 6, 6,6 Pemex Logística

Tabla 19. Puntos de medición de gas del Área Contractual.


Santa Anlta 1 2SM

Santa Anita 2 3SM

Call 1 3SM

Medición de Transferencia Medición Fiscal

- Duetos Pemex Logística - Duetos PEP

Misión 2 1SM

4SM

CM Km 19

SM-301

SM-302

SM-303

SM-304

CPG

BURGOS

Figura 9. Diagrama general de los Puntos de Medición de gas de Misión y Km 19.


Medición Condensados.

Etapa 1: Medición y ubicación (Tabla 20 y Figura 1 O) bajo el esquema actual aprobado mediante la resolución CNH.E.08.002/2018 durante 4 años, a partir de la aprobación al Plan de Desarrollo.

Sitio

Entronque Comitas Estación Cañón 1 A

Nombre del Medidor

Entronque Comitas Estación Cañón 1A

Sistema de Medición

Másico-Coriolis Másico-Coriolis

Diámetro externo (pg)

Tabla 20. Puntos de medición de condensados del Área Contractual.

(Fuente Com;s;ón con ;nf�

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Entrega a Sistema

Pemex Logística r

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Medición de Transferencia Medición Fiscal

Duetos Pemex Logí!!>t1ca

Figura 10. Diagrama general de los Puntos de Medición de condensados de Misión y Km 19.(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).

Etapa 2.

(Figura 11) El Operador manifestó la adecuación y migración de los actuales Puntos de Medición provisionales que fueran aprobados a puntos definitivos que cumplan con las condiciones de mercado o comerciales de los LTMMH.

El Operador manifestó implementar los Mecanismos de Medición y los Puntos de Medición definitivos de la Segunda Etapa dentro del plazo de 4 años, sujeto a que durante dicho plazo pueda acordar y celebrar (a) un acuerdo de acondicionamiento entre el Operador y Pemex Transformación Industrial, EmpresaProductiva del Estado en condiciones aceptables para ambas partes, y (b) un acuerdo con Pemex Logísticapara la Prestación de Servicios al Amparo del Permiso de Transporte de Gas Natural Sin Procesar deAcceso Abierto, una vez se aprueben las Tarifas Máximas Términos y Condiciones definitivas del Sistemade Transporte Misión.

A partir de la Etapa 2, bajo las premisas antes comentadas, se ampliará para el gas húmedo el ciclo de la Producción hasta la Transferencia del Hidrocarburo, incorporando el Sistema de Transporte de Misión de Acceso Abierto y el Complejo Procesador de Gas de Burgos para efectuar el Tratamiento del Gas. La medición en el Punto Recepción, que interconectan el Complejo Procesador de Gas de Burgos de Pemex Transformación Industrial con el futuro cliente final, donde se producirá la Transferencia, la medición del gas residual se realizará en los medidores Ultrasónicos (Q-Sonic) y los Licuables con medidores másicos de Coriolis. Como se observa en el diagrama esquemático a continuación:

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Figura 11. Diagrama Esquemático del Ciclo de Producción hasta Transferencia del hidrocarburo. �

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t(Fuente: Comisión con información presentada por Operador). 777 X

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Medición Gas.

Para la Etapa 2, el Operador propone que la medición de gas se realizará mediante el uso del Punto de Medición con tecnología tipo Ultrasónico y tipo Coriolis, el cual se encuentra ubicado a la salida de la planta de Pemex Transformación Industrial, Empresa productiva del Estado, ubicada en Complejo Procesador de Gas de Burgos (Reynosa, Tamaulipas), siendo este un Punto de Medición de Uso Compartido y fuera del Área Contractual, presentando el Proyecto de Acuerdo de conformidad con el Artículo 20 de los L TMMH,

siendo el Punto de Medición propuesto, el que se describe en Tabla 21.

ST Nombre del Sistema de Diámetro

E t s· t 1 10 Medidor Medición externo {pg)

n rega a ,s ema

Complejo Procesador de Gas Burgos

Ultrasónicos y Tipo Coriolis

Pemex Transformación Industrial

Tabla 21. Punto de Medición de gas del Área Contractual.


Medición de Condensados.

Medición bajo el esquema actual aprobado mediante la resolución CNH.E.08.002/2018 durante 4 años, a partir de la aprobación al Plan de Desarrollo y con las adecuaciones propuestas en la Etapa 1, para tenerlos como puntos definitivos de medición.

Sitio

Entronque Camitas

Estación Cañón 1 A

Nombre del Medidor

Entronque Camitas

Estación Cañón 1 A

Sistema de Medición

Másico-Coriolis

Diámetro externo {pg)

Tabla 22. Puntos de Medición de condensados del Área Contractual.


Entrega a Sistema

Pemex Logística

No.

1

2

3

ii. Criterios y Evaluación de la medición de hidrocarburos.

Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición para el Área Contractual Misión se llevo a cabo la siguiente evaluación:

Artículo de los L TMMH/Contrato/

Requerimiento Criterio de evaluación Cumplimi

Descripción breve de la información presentada Observaciones Guía de planes/ ento Si/No

Propuesta (Pag. 38 del Plan de Desarrollo) En la Etapa 1. Los pozos

fluyentes del Campo Misión de acuerdo a la presión de llegada (baja, media y alta) entra a un separador trifásico en donde como

' producto se tiene gas húmedo en una sola fase, así como condensados y agua libre. Para el condensado dulce se realizan

operaciones de trasiego internas (autotanques) para almacenamiento y bombeo por el dueto desde la Estación Cali y

En los cuatro años posteriores a la aprobación Misión 2 a la CM km 19. La producción de gas y condensado es

del Plan de Desarrollo la medición de gas y llevada a 12 Estaciones de Recolección mediante 427.17 km de

Líneas de Descarga, las Estaciones cuentan con separadores de condensado se continuará con los Puntos de

Medición aprobados en la resolución alta y baja presión donde se realiza la primera etapa de

CNH.E.08.002/2018. Para la segunda etapa se Propuesta de separación (agua, gas y condensado) para el acondicionamiento

propone un esquema de contratación de manejo de los

L TMMH, Capítulo 111 y IV. Determinación y asignación de volumen y

Si necesario para la compresión. El condesado es medido y

servicios de acceso abierto, la medición de hidrocarburos desde calidad de los hidrocarburos acumulado en tanques de almacenamiento. En el caso del agua,

volumen y la determinación de la calidad del pozo hasta el P.M. es dispuesta en pozos letrina mediante sistemas de inyección. En

gas, entrega y transferencia de la propiedad, se la etapa 2. Bajo ciertas premisas, se ampliará para el gas húmedo

efectúe en un Punto de Medición a la salida de el ciclo de la producción hasta la transferencia del hidrocarburo,

la Planta de Pemex Transformación Industrial, incorporando el sistema de transporte de Misión de Acceso

Empresa productiva del Estado. ubicada en abierto y el Complejo Prou,sador de Gas de Burgos para efectuar

Complejo Procesador de Gas Burgos. el tratamiento del gas. La medición del gas residual se realizará

en los medidores Ultrasónicos y los licuables con medidores másicos de Coriolis. Para el condensado se propone aprobar

como puntos definitivos los propuestos en la Etapa 1 (Coriolis). Para los condensados se consideran los dos Puntos de Medición

de la Etapa 1, con las mejoras previstas se cumplirán las especificaciones.

En los cuatro años posteriores a la aprobación (Pag. 42 del Plan de Desarrollo) El sistema de transporte de gas del Plan de Desarrollo la medición de gas y

húmedo dulce inicia en el dueto de 16 pg. en la Estación de condensado continuará realizándose en los Medición y Control Pandura y termina en la Central de Medición Puntos de Medición aprobados en la resolución

Km 19. Para el gas húmedo dulce se aprobó disponer de 14 CNH.E.08.002/2018. Para la segunda etapa se Propuesta de

L TMMH, Capítulo 11. De los sistemas de medición Si Puntos de Medición (Placa de orificio) y de transferencia. Para el propone un esquema de contratación de

Puntos de Medición. condensado dulce producido en los polígonos, es necesario servicios de acceso abierto, la medición del realizar operaciones de trasiego internas teniendo como resultado volumen y la determinación de la calidad del

final el almacenamiento y bombeo por dueto desde la Estación gas, entrega y transferencia de la propiedad se Cali y Misión 2 a la Central de Medición Km 19. (Etapa 1 ). En la efectúe en un Punto de Medición a la salida de

segunda etapa se proponen acuerdos. la Planta de Pemex TRI, ubicada en Complejo Procesador de Gas Burgos para condensados.

El Operador presenta la declaratoria de la Política de Medición a La Política de Medición del Operador está

Deberá dar cumplimiento al articulo 6 de implementar. Tomando en cuenta la medición del volumen ybasada en un sistema integral de gestión y

42, fracción l. Política de medición. Si política corporativa. De acuerdo a la los LTMMH calidad de los hidrocarburos producidos (Prevención 93 del

normatividad aplicable, incluidos los L TMMH. Anexo).

Procedimiento firmado.

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f/1- � -,L �

Procedimientos:

En los Anexos, se ubican los procedimientos y programas de Documentos firmados por el personal · Mantenimiento. Si mantenimiento a los Sistemas de Medición (Coriolis y placa de involucrado en la realización y aprobación del orificio), secundarios (Sensor multivariable DVS y sensor de mismo. temperatura RTD) y terciarios (computador de flujo FloBoss 103).

Ubicado en los Anexos "Procedimiento y programa para la

· Confirmación metrológica. Si Confirmación metrológica de los Sistemas de Medición". Se Procedimiento y programa firmado por los desarrolla en tres etapas: 1. Calibración, 2 Verificación responsables del área.

Metrolóoica v 3. Decisión v acciones. El Operador presenta un procedimiento para la e\aboración de los En el procedimiento presentado para la Etapa 1 balances de los hidrocarburos producidos en el Area Contractual se deberá de colocar en el procedimiento del

Presentar los procedimientos y programas Misión, en el cual se contempla la medición a boca de pozo por balance, el concepto de gas quemado por de actividades relacionados con la cada Estación de Recolección, el cálculo de la producción por movimientos operativos programados y no

4 42, fracción 11. implementación de los procedimientos pozo para la asignación y la medición en tanques para el factor programados y se deberá de describir si el solicitados, es decir programas de de aportación del agua y condensado para la Etapa 1. volumen será medido o calculado.

· Elaboración de balance. calibración, de confirmación metrológica, Si Asi mismo para la Segunda Etapa, se presenta la propuesta de la El procedimiento presentado para la Segunda de mantenimiento. metodologia de mecanismos para el balance de Gas Natural para Etapa está sujeto a que durante el plazo de la

los servicios de transporte, tratamiento y almacenamiento, donde Etapa 1 pueda acordar y celebrar el acuerdo de se considera el balance volumétrico en un Gasoducto, el factor de acondicionamiento entre el Operador y Pemex

encogimiento por transporte, empaques, el volumen de gas por Transformación Industrial, Empresa Productiva proceso de compresión, entre otros conceptos. además de del Estado y un acuerdo con Pemex Log istica

presentar la determina.ción de los licuables y gas residual del para la prestación de Servicios de transporte de Area Contractual. Gas Natural sin procesar.

Presenta programa y procedimiento de calibración para los

· Calibración de los Mecanismos de Medición de los elementos primarios, presenta Documentos firmados por el personal

instrumentos de medida. Si procedimiento de verificación de calibración para el elemento involucrado en la realización y aprobación del primario y secundario (Sensor multivariable). Ubicado en la mismo.

caroeta de Anexos. Adicionalmente a los diagramas a

presentar (DTl's, isométricos), se incluirá Cabe resaltar que, a pesar de no contar con un diagrama general con la descripción del No cuenta con los diagramas isométricos de la infraestructura en Diagramas generales de manejo de los hidrocarburos desde los general, sin embargo, presenta un programa para su diagramas generales, presenta diagramas

5 42, fracción 111. Si representativos del manejo de los infraestructura. pozos hasta el Punto de Medición, actualización y elaboración de los mismos (Prevención No. 98 hidrocarburos desde el Área Contractual hasta indicando los sistemas de medición Anexo (actualización conforme el programa). los Puntos de Medición. operacional, referencial y de transferencia existentes.

El Operador en su Plan de Desarrollo presenta los diagramas con En el Plan de Desarrollo anterior, si presentaba

6 42, fracción IV. Ubicación de los Cumplimiento al articulo 19, fracción I de Si las ubicaciones de sus Puntos de Medición de gas y ubicación geográfica de los Sistemas de instrumentos de medición. los LTMMH. condensados. Para las dos etapas. Medición. En el actualizado, no se especifica,

coordenadas. Presentar los diagramas de los instrumentos de medida (DTrs,

Diagramas de los isométricos). Adicionalmente especificar si Presenta los isométricos de los sistemas de medida, así como los En los isométricos se especifican las distancias 7 42, fracción V. instrumentos de medida. se cuenta con patrones de referencia en Si Diagramas de tubería e instrumentación. En la Pag. 405 a 418. y en los DTI se observa las entradas y salidas.

sitio o bien los a utilizar en caso de no Especificaciones de tubería contar con ellos, de conformidad con el

artículo 22 de los L TMMH.

Se deberá dar cumplimiento a los El Operador propone para el futuro (Etapa 2) contar con un Punto

Uso compartido del Punto de establecido en el artículo 20, presentando de Medición compartido, con la finalidad de dar cumplimiento a Dichos Acuerdos serán formalizados y 8 42, fracción VI. Si los requerimientos de Calidad para el gas; por lo que presenta los Medición. el proyecto de acuerdo o acuerdos Proyectos de Acuerdo que se realizarán con otro Operador presentados a la Comisión. celebrados entre operadores. (Pemexl de conformidad con lo solicitado en los L TMMH.

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� ,,..- S: []

1

Programas de implementación de los

Mecanismos de Medición y Todos aquellos programas o cronogramas Se encuentra ubicado en los Anexos la carpeta de los

9 42, fracción VII. de las instalaciones de que den cumplimiento a la implementación Si procedimientos firmados, uno de ellos es el programa de Entre ellos están programados los lsométricos

producción que influyen en la total de los mecanismos de medición. implementación de los Mecanismos de Medición. Hay actividades de los Sistemas de Medición.

medición de los programadas e implementadas.

hidrocarburos.

Se deberá dar cumplimiento al capítulo VI de los L TMMH, y se deberán reportar los

valores de incertidumbre estimada para los Como parte de la actividad ejecutadas en el Plan Provisional se sistemas de medición que conformen el realizó la calibración y ajuste de los Elementos Primarios, Presenta una tabla con las estimaciones de la

10 42, fracción VIII. Incertidumbre de medida. Mecanismo de Medición del Área Si Secundarios y Terciarios de los Sistemas de Medición, así como incertidumbre de medida en los Mecanismos de

Contractual, incluyendo los presupuestos la conformación del tubo de medición, todo ellos con la intención Medición. Anexa los informes de calibración

de incertidumbre y evidencia de la de realizar una estimación y presupuesto de incertidumbre. mensuales.

trazabilidad de los sistemas de medición correspondientes como soporte.

Presentar las inversiones económicas relacionadas con las actividades de implementación, mantenimiento y El Operador presenta la evaluación económica basado en la Con los costos asociados a su incorporación y

11 42, fracción IX. Evaluación económica. aseguramiento de la medición durante el Plan de Desarrollo, las cuales tendrán Si mejora de las incertidumbres de los Sistemas de Medición, sin mantenimiento anual, no justificarían la

como finalidad el dar cumplimiento a los que comprometa la economía del proyecto. implementación de los Cromatógrafos.

valores de incertidumbre establecidos en los LTMMH.

12 42, fracción X. Programa de implementación Deberá dar cumplimiento al artículo 7, El Operador presenta un programa de implementación, con la que

de la Bitácora de registro. fracción IV artículo 1 O, artículo 42 fracción Si lleva a cabo el registro, control y evaluación de las actividades Página 425 del Plan de Desarrollo (Sistema de

X, artículo 50. relacionadas con la operación de los Sistemas de Medición. Gerencíamiento de la Medición).

13 42, fracción XI. Programa de diagnósticos. Cumplimiento al artículo 58. Si

Presentó el programa con fechas calendarizadas para realizar El Operador deberá informar a la comisión de diagnósticos metrológicos en los Sistemas de Medición (Pag. 439

del Plan de Desarrollo). los resultados de los diagnósticos metrológicos.

Se tendrán que incluir certificados, reconocimientos, evidencias que

demuestran que las competencias son Se presenta un programa de capacitación para el personal que acordes con los sistemas de medición

14 42, fracción XII. Competencias técnicas. instalados o a instalar. Adicionalmente se Sí está involucrado en la gestión de los Sistemas de Medición. Ver Presenta Programa de Capacitación en

debe incluir el organigrama y cv·s del Anexo Programa de Capacitación en Competencias Técnicas. Competencias Técnicas firmado.

personal involucrado en la medición, así (Adjunta constancias del oficial responsable).

como el programa correspondiente a caoacitación.

Cumplimiento a lo dispuesto en los Declaratoria de que se van a generar con el desarrollo de los 15 42, fracción XIII. Indicadores de desempeño. artículos 1 O, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32 y Si objetivos de calidad y la conformación e implementación de los Sin observaciones

33. Mecanismos de Medición que permita evaluar su seguimiento.

Cumplimiento al artículo 9, incluyendo sus Presenta información del responsable oficial: Israel Galeana

16 42, fracción IV. Responsable oficial. datos generales como es el puesto que Si 999204963 ext. 357 [email protected]. El cual se ocupa en la empresa y sus datos de desempeña como jefe de Producción, Mantenimiento, ingeniería

Anexan Constancias el oficial responsable.

contacto. de Obras e lngenierla de Producción.

En el Punto de Medición y en la medición

17 17 De las derivaciones. de transferencia no podrán instalarse Sí No aplica. derivaciones de tubería, verificar en

Sin observaciones

diagramas. El Operador deberá garantizar que la Se presenta un esquema para el seguimiento de la producción de calidad de los Hidrocarburos se pueda

18 19, fracción IV. Calidad. determinar en el Punto de Medición, en los Sí gas y condensados en los 14 Puntos de Medición de gas y 2 Los datos en el SCADA se muestran y

términos de lo establecido en el articulo 28 Puntos de Medición de condensados, integrados en el almacenan de manera segura y auditable.

de los oresentes Lineamientos. SOFTWARE SCADA (Prevención No. 105 Anexo).

�A,

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Para asegurar la calidad de gas en los Puntos de Medición para condensados, con las adecuaciones y mejoras que se tienen

El Punto de Medición deberá incluir un programas durante los 4 años se cumplir con la calidad en esos

El acuerdo se llevará en la segunda etapa, bajo puntos. Referente a los Puntos de Medición de gas, en la

computador de flujo con las funciones de segunda etapa, se llegará a un acuerdo que prevé que la

ciertas premisas. El plazo de 4 años para la 19 19, fracción V. Computador de flujo. seguridad, operativas y físicas que no Si

medición del volumen y la determinación de la calidad del gas, implementación, a partir de la aprobación del

permitan alteraciones, así como contar con Entrega y Transferencia de la propiedad se efectúe en un Punto Plan, está asociado al plazo remanente del

la capacidad de resguardar la información. de Medición a la salida de la Planta Pemex Transformación

Contrato de Comercialización.

Industrial, Empresa Productiva del estado, ubicada en Complejo Procesador de Gas de Burqos.

Presentar la descripción de los sistemas

20 19, fracción 111. Telemetría. telemétricos con que se cuenten o bien los

Si La totalización del flujo para el sistema de gas se realiza a través

Sin observaciones programas de actividades a realizar para del Computador de Flujo FloBoss 103. contar con ellos.

Los resultados de los instrumentos de Presentó información de certificados de calibración de los

21 21 De las generalidades. medida deberán tener trazabilidad

Si elementos primarios y secundarios de los Mecanismos de Incluye certificados de calibración en la carpeta

metrológica a patrones nacionales o Medición. de Anexos.

internacionales. Los Puntos de Medición de los

Patrones de referencia tipo Hidrocarburos líquidos, incluyendo los

22 22 tubería en el Punto de condensados, deberán estar dispuestos

Si No aplica. Sin observaciones. con un patrón de referencia tipo tubería Medición.

permanente. En casos excepcionales, Patrones portátiles.

La producción de agua diaria se obtiene del acumulado en 24 horas en los diferentes tanques de almacenamiento,

considerando las entradas y salidas de agua derivadas de En caso de que el personal operativo no pueda

aportación de pozos, bombeos, trasiegos y despacho de auto realizar la medición física de los niveles de los Cumplimiento a las fracciones 1, 11 y 111 del tanques como se indica en la: "Metodología de balance para la tanques debido a la inseguridad se toma como

articulo 23. Presentar la descripción del asignación volumétrica de Gas y Líquidos". El método utilizado 23 23 De la medición del agua. manejo del agua producida, así como su Si para la medición y determinación del agua extraída de los pozos referencia la medida de los sistemas SCADA,

medición, o cálculo para el balance del del Bloque Misión es de forma indirecta, el cual se lleva a cabo debiendo tomar en cuenta que citados sistemas

área. utilizando el procedimiento: "Medición manual de niveles de no miden el corte de agua, por lo que ese

liquido y agua libre en tanques de almacenamiento atmosféricos", porcentaje es estimado en base a los

en este se indican los pasos para realizar un aforo directo teórico promedios diarios de producción.

en los tanques ubicados dentro de las estaciones de recolección de gas para generar los volúmenes diarios extraídos.

De la medición multifásica, El Operador podrá justificar la utilización

El Operador no presenta alguna propuesta para el uso de 24 24

fracciones 1, 11 y 111. de medidores multifásicos en su Plan de Si

medidores multifásicos dentro del Bloque Misión. Sin observaciones Desarrollo para la Extracción.

14 Puntos de Medición de gas (Placa de orificio) y 2 Puntos de Medición (Coriolis) para condensados. El punto fiscal

corresponde a CM km 19. Esta Planta acondiciona todo el gas del Presentar, la descripción breve de los Activo Burgos. La infraestructura instalada actualmente cuenta

Puntos de Medición, tipo y equipo de separación de gas, equipos motocompresores, trampas

Vl.9 anexo I Guia de Medición en pruebas de especificaciones de medidor, incertidumbre de diablos, Gasoductos y Sistemas de Medición de Gas Ubicación, CM km 19 Y Pemex Transformación

25 asociada, y calidad de los hidrocarburos, Si electrónica con placa de orificio donde se hace la entrega a la red Industrial ubicada en Complejo Procesador Planes. pozo. adicional la ubicación en la que se de duetos de Pemex. En la segunda etapa se prevé, se pueda Burgos, entronque Comitas y Cañón 1-A. entregarán al comercializador los acordar y celebrar un acuerdo de acondicionamiento entre el

hidrocarburos. Operador y Pemex Transformación industrial en condiciones aceptables para ambas partes y un acuerdo con Pemex logística

para la prestación de servicios al amparo del permiso de transcorte de Gas Natural sin procesar de acceso abierto.

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Tabla 23. Cumplimiento Puntos de Medición.

uente: Comisión). --C-ff � _l--

7?7

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29

Balance y Producción.

Referente a el procedimiento de balance volumétrico presentado por el Operador, se considera robusto yconsistente con lo que ha presentado en su propuesta de Plan de Desarrollo. Como premisa general se consideran como Etapa 1 las mediciones físicas realizadas en las 14 Estaciones de Recolección de Gas del Área Contractual, mismas que actualmente son consideradas como Puntos de Medición provisionales, así mismo, se realizará registro de presión diario para determinar el volumen bruto y porcentaje de producción por pozo para la asignación de los volúmenes del Área Contractual, para la Segunda Etapa se considera una propuesta de metodología de mecanismos del balance del Gas Natural para los servicios de transporte, tratamiento y almacenamiento, así como la determinación de los licuables y gas residual en la Centros de Procesos de Gas para el Área Contractual.

El reporte del volumen y calidad del gas y condensado producido deberá estar acompañado mensualmente por los comprobantes de entrega y recepción diarios y mensuales, los documentos que den soporte en la determinación de la calidad, registros de los aforos de producción, así como los documentos necesarios para corroborar la aplicación de los procedimientos para la determinación del volumen producido. La información del balance y producción deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión, en el Anexo I de los Lineamientos, firmados y validados por el Responsable Oficial.

Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición del Área Contractual Campo Misión, la Dirección General de Medición manifiesta que, el Operador presentó la información y requerimientos necesarios para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales fueron evaluados de conformidad con los establecido en los L TMMH, además que de conformidad con el artículo 43 fracción IV, de los L TMMH se solicitó la opinión de la ubicación por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

iii. Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.833/2018 y 250.849/2018 de fecha 18 y 31 de diciembre de 2018, respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A-001 con fecha del 09 de enero de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operador para el Área Contractual correspondiente al Campo Misión, " . . . siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Operador; permitandeterminar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área asociada al Contrato referido, de conformidad con los Lineamientos expedidos por esta Comisión" manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

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

2) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los L TMMH, que los hidrocarburos a evaluar en elpunto de medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, en virtud de lascaracterísticas de los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado en este

3) ��I

;� definido el punto de medición para la Etapa 2, con la finalidad de dar cumplimiento con el N artículo 28 de los L TMMH, se contará con la metodología de balance para gas y líquidos.

\.\ Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Operador cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir, es posible llevar a cabo la medición 'ti y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidro rburo del Area Contractual, en términos del � presente análisis técnico y la evaluación de los Meca

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iv. Obligaciones.

1. El Operador deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas y evaluadas en elPlan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con lo establecido en el presente Dictamen;

2. Se obliga a dar aviso a esta Comisión - DGM cuando se finalice con cada una de las actividadesrelacionadas con la medición de los hidrocarburos presentadas por el Operador en el Plan deDesarrollo;

3. Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medición como lo estipulael artículo 48 de los L TMMH;

4. Los volúmenes y calidades del gas y condensado a medir deberán ser reportados de conformidad conlo establecido en los L TMMH y normatividad vigente;

5. El Operador deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medición basado en lanorma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los L TMMH, el cual contendra y resguardarála información relacionada con los sistemas de medición y los Mecanismos de Medición;

6. Para el cumplimiento del artículo 1 O de los L TMMH, deberá proporcionar el balance de losautoconsumos y características de los equipos generadores de autoconsumos, así como de los equiposque bombean y miden el agua de inyección, balance que deberá ser reportado en los formatoscorrespondientes del anexo I de los L TMMH;

7. Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usados en los Puntos deMedición, así como los sistemas de medición operacional, referencia y transferencia, conforme a loestablecido en el presente Dictamen;

8. El Operador, deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acredite que elResponsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta administraciónde los Sistemas de Medición, y

9. El Operador deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Medición de loshidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción 111de los L TMMH.

10. El Operador deberá presentar los Acuerdos de Medición formalizados previo al inicio de la Etapa 2 deMedición.

El Operador deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los L TMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido en el Dictamen.

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

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

v. Conclusiones.

La Solicitud presentada por el Operador se prevé ejecutar en dos etapas; Etapa 1 consiste en continuar operando con los Puntos de Medición Provisionales aprobados por la Comisión, realizar mejoras a los mismos, migración, así como readecuaciones de las instalaciones para aprovechar la infraestructura existente. En la Etapa 2 el Operador pro�one utilizar infraestructura de otro Operador (Pemex) para .(procesar y medir los Hidrocarburos del Area Contractual, con la finalidad de que se cumplan los \'requerimientos de calidad del artículo 28 de los Lin

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cual se utilizaran Puntos de Medición de Uso Compartido y fuera del Área Contractual Misión, en cumplimiento con la Cláusula 13.5 del contrato y los L TMMH.

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

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por el Operador para elPlan de Desarrollo, en términos de artículo 43 de los L TMMH, del cual se concluye:

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitosestablecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19, fracciones1, 11, 111, IV, V, 21, 22, 23, 24, 25, fracción 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, fracciones 1, 11, 29, 30, 34,35, 38, 39, 40 y 42;

ii. Se analizó la información proporcionada por el Operador respecto a la Gestión y GE;lrencia dela Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para el contenido integral del artículo44 de los LTMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en el artículo 42de los L TMMH;

iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismos soncongruentes con el Plan de Desarrollo propuesto por el Operador, y

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaríade Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición medianteel Oficio 250.833/2018 de fecha 18 de diciembre de 2018, respectivamente, la Secretaría deHacienda y Crédito Público respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos deMedición propuestos por el Operador, " .. . siempre que los mecanismos y puntos de mediciónpropuestos por el Operador; permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburosprovenientes del área asociada al Contrato referido, de conformidad con los Lineamientosexpedidos por esta Comisión Nacional de Hidrocarburos", resaltando que una vez definido elpunto de medición en la Etapa 2 con la finalidad de dar cumplimiento con el artículo 28 de losLTMMH se contará con la metodología de balance para gas y líquidos, para su implementación.En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestospor el Operador, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH en dichos Puntos deMedición conforme al artículo 42 de los LTMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría aestá de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos.

b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de Medición y lo estipuladoen el artículo 46, se establece lo siguiente:

a. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas deMedición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, asícomo la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en la figura1 y 2 del presente dictamen.

b. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre yparámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH para los Sistemas deMedición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de los sistemasde medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los L TMMH.

c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos deMedición, se propone aprobar los programas de los Diagnósticos presentados por parte delOperador, en términos del artículo 42, fracción IX de los L TMMH. °' d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área Contractual CampoMisión en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, el Operador deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado.

e. La información del balance y producción de petróleo, Gas Natural y condensado deberá .rl presentarse en los formatos definidos por la Com�

os cuales deberán entregarse firmados \' y validados por el Responsable Oficia

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j) Análisis Económico

La aprobación del Plan de Desarrollo considera un análisis económico respecto de los siguientes conceptos:

i. Programa de Inversiones, e

ii. Indicadores de evaluación económica.

Lo anterior, con base en lo establecido en los numerales 1.6.3 y 1.6.7, de la sección 2. Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, de la Guía para los Planes de Desarrollo de Hidrocarburos (Anexo II de los Lineamientos).

En los artículos 9 y 20 de los Lineamientos se establece que el contenido de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos se detalla en el Anexo II de los Lineamientos. De igual forma, el artículo 11 de los Lineamientos señala que los planes deben contar con un análisis técnico económico que sustente la maximización del valor de los hidrocarburos a lo largo de la vida de los yacimientos o campos en condiciones económicamente viables, y la selección de las mejores prácticas de la industria.

Es así como, en cumplimiento al mandato legal establecido, a continuación, se presentan los resultados del Análisis económico. Al respecto, se destaca la observancia de la viabilidad económica del proyecto presentado en el Plan de Desarrollo, a través de la información referente al Programa de Inversiones e indicadores económicos.

vi. Programa de Inversiones

Este apartado, Programa de Inversiones se organiza de la siguiente forma: i.1. Criterios y fuentes de información; i.2. Descripción de las inversiones programadas; y i.3. Análisis del programa de inversiones.

i.1. Criterios y fuentes de información.

Con base en el criterio de evaluación de Mejores Prácticas de la Industria, las inversiones programadas se evalúan comparando cada costo respecto a un rango de referencia, a fin de determinar si los Costos considerados se encuentran en línea con precios de mercado.

Con el fin de determinar el rango de referencia aplicable en cada caso, es necesario seleccionar la mejor referencia de mercado disponible, conforme a las siguientes alternativas:

Base

Internacional

Referencia

Otros proyectos

a dictamen Justificaciones

- --- - --

Integración al

dictamen

Otras fuentes

re �7-:7

Figura 12. Opciones para seleccionar comparativo de referencia. Y � (Fuente �:m;s;ón) p 55!JJ> Y ---(� .... ::::--:?'�

De acuerdo con las alternativas presentadas en la Figura 12, el comparativo de referencia para cada costo, se selecciona considerando cualquiera de las siguientes opciones:

i. Consultar una base de datos internacional, si esta base cuenta con un precio de referencia, seintegra en el Dictamen, o;

ii. Consultar especialistas del sector a fin de tener un rango de precios de referencia. Si es posibleestablecer un comparativo de Costos a partir de esta consulta, se integra al Dictamen, o;

iii. Comparar lo presentado a la Comisión en otros proyectos a Dictamen, siempre que existanconceptos similares presupuestados. Si es posible establecer una referencia con base en otrosproyectos, se integra al Dictamen, o

iv. Requerir justificación formal al Operador, a fin de determinar la mejor referencia de precios demercado.

Una vez que con la mejor información disponible se obtienen las referencias puntuales de precios de mercado, se construye un intervalo de confiabilidad respecto a la referencia puntual estimada, lo cual representa el rango de referencia establecido para cada caso.

El intervalo de confiabilidad se establece con base en la recomendación de una compañía internacional especializada en Costos, conforme al siguiente criterio:

a. El valor mínimo del rango se establece como un -10% respecto a la referencia puntual,

b. El valor máximo del rango se establece como un +20% respecto a la referencia puntual.

i.2. Descripción de las inversiones programadas.

El Programa de Inversiones es consistente con la información presentada correspondiente al Plan de Desarrollo, y fue presentado de conformidad con lo establecido en el catálogo de costos de los Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos, de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, en adelante Lineamientos de Costos.

El Programa de Inversiones asociado al Plan de Desarrollo estimado por el Operador que se sujeta a aprobación, es por un monto de 487 millones de dólares1

. Las siguientes Figura 13, Figura 14, Figura 15 y Figura 16 muestran al Programa de inversiones desglosado, por Actividad petrolera, y a su vez cada una de ellas por Sub-actividad.

Abandono, 7%

$487 (Monto en millones de dólares de Estados Unidos).

Figura 13. Distribución de Programa de Inversiones total, por Actividad petrolera.


1 Adicionalmente el Operador presenta un monto por 5,382,447.89 dólares señalados como no elegibles, por lo que no se someten a 1 laapcobació,delaComisióo.

34 � f"fjZ, I f

Construcción


Figura 14. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Desarrollo.


Seguridad, Salud y Prueba_s de Medio Ambiente, 1 % Producc1on, 3% ___:_:.:..=.::::..�==::....:-===�

Operación de Instalaciones de

� Pcodocc;óo, 54%

..•

\_ Intervención de Pozos, 8%


Figura 15. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Producción.


Desmantelamiento de Instalaciones,

100%


Figura 16. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Abandono.

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

[J 1

y

Actividad Sub-actividad petrolera Total 2018 2019 2020 2021 2022 2023

petrolera Construcción

10,070 1,871 3,717 1,179 1,485 852 476 Instalaciones

Intervención de Pozos 70,518 7,840 20,757 3,399 2,357 8,203 3,716 Desarrollo

Perforación de Pozos 135,044 - 43,393 27,673 30,093 32,490 1,394

Seguridad, Salud y Medio 1,692 1,167 228 297 - - -

Ambiente

Duetos 3,893 309 351 360 357 348 336

General 75,328 5,910 8,310 8,773 8,646 8,086 7,454

Intervención de Pozos 17,402 1,361 1,998 2,121 2,087 1,938 1,771

Producción Operación de

Instalaciones de 126,248 9,905 13,927 14,703 14,491 13,552 12,493 Producción

Pruebas de Producción 6,219 488 686 724 714 668 615

Seguridad, Salud y Medio 2,768 217 305 322 318 297 274

Ambiente

Abandono* Desmantelamiento de

37,577 1 nstalaciones

- - - - - -

Total general 486,757 29,068 93,672 59,551 60,548 66,434 28,529

Actividad Sub-actividad petrolera 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

petrolera Construcción

154 101 107 81 47 Instalaciones

- -

Intervención de Pozos Desarrollo

3,308 6,617 5,031 3,127 3,762 1,088 1,314

Perforación de Pozos - - - - - - -

Seguridad, Salud y Medio - - - - - - -

Ambiente

Duetos 316 296 281 269 261 258 149

General 6,281 5,154 4,298 3,577 3,148 2,986 2,705

Intervención de Pozos 1,460 1,161 934 742 629 586 615

Producción Operación de

Instalaciones de 10,526 8,638 7,204 5,994 5,277 5,004 4,533 Producción

Pruebas de Producción 518 425 355 295 260 246 223

Seguridad, Salud y Medio 231 189 158 131 116 110 99

Ambiente

Abandono* Desmantelamiento de

Instalaciones - - - - - - -

Total general 22,794 22,581 18,368 14,216 13,500 10,278 9,639

*Los montos anuales corresponderán a las aportaciones al Fideicomiso de Abandono y se determinarán de conformidad con la cláusula 19.4 del Contrato.

Tabla 24. Desglose anual del Programa de Inversiones por Actividad petrolera.

(Montos en miles de dólares de Estados Unidos)2

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2 Las sumas pueden no coincidir por el redondeo.

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i.3. Análisis del programa de inversiones.

A partir de los rangos de referencia estimados para cada subactividad, se construyó el rango comparativo para el Programa de inversiones, por Actividad petrolera, de conformidad con lo establecido en el apartado i.1 anterior. Los resultados de tal análisis se presentan a continuación:

300

250

200

150

100

50

350 300 250 200 150 100 50 o

50

40

30

20

10

262

._ 217 197

13 !---10

86

'4 71

Rango de referencia

1 6 1

�1 135

• Contratista

2.2 � 1.7

Total Desarrollo Construcción Instalaciones

Intervención de Pozos Perforación de Pozos Seguridad, Salud y Medio

287

Figura 17. Rango de referencia de costos para la Actividad petrolera Desarrollo.

(Montos en millones de dólares de Estados Unidos). (Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).

Ambiente

Rango de referencia • Contratista

2-rs- 232 1 68

86

4 !5 75 18

�3.9 1!217

1�7126

8 �6

3.2

! 2.8

·otal Producción Duetos General Intervención de Pozos

Operación de Instalaciones de

Prue·bas de Producción

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

Producción

Figura 18. Rango de referencia de costos para la Actividad petrolera Producción.


44

• 38 33

Total Abandono

Rango de referencia • Contratista 44

.,_ 38 33

Desmantelamiento de Instalaciones

Figura 19. Rango de referencia de costos para la Actividad petrolera Abandono.


r 777

Como se observa en las figuras de rangos de referencia de costos, el Programa de inversiones se ¡qencuentra dentro del rango de referencia establecido. Cabe reiterar que el Programa de inversiones fue \'presentado de conformidad con Lineamientos de Cº:;os

1 ? sz;i I � .....,._.,__-

De lo anterior se puede concluir que el Programa de Inversiones asociado a las actividades presentadas para llevar a cabo el Plan de Desarrollo, son consistentes con las mejores prácticas de la industria, toda vez que se encuentran dentro del rango de costos de referencia.

vii. Indicadores de evaluación económica.

En este segundo apartado se analizan los indicadores económicos calculados por la Comisión, a partir de las premisas, y los flujos de costos y de producción estimados por el Operador. El análisis se organiza como sigue:

i. Descripción de la evaluación económica de la Comisión, eii. Impacto en la evaluación económica de variaciones en principales variables

a. Precio de aceite, yb. Costos.

ii.1. Descripción de la evaluación económica de la Comisión.

La evaluación económica se efectúa asumiendo la posibilidad de producir 37.3 MMbpce3. La Dirección

General de Estadística y Evaluación Económica (DGEEE), considera los parámetros presentados en la Tabla 25 para determinar un denominado escenario base para la evaluación económica.

Premisas Valor Unidades Comentarios

Precio del condensado 60 USD/b Se asume iQual durante la vida del proyecto Precio del qas 3 USD/mpc Se asume iQual durante la vida del proyecto

Participación del Estado en la Utilidad Ooerativa 35 % Tasa de descuento 10 % Se asume iQual durante la vida del orovecto

Equivalencia Qas-petróleo crudo equivalente 5.99 Razón Tioo de cambio 20 MXN/USD Se asume iqual durante la vida del proyecto

Tabla 25. Premisas para la evaluación de indicadores económicos del Plan de Desaffollo.


Derivado de estas premisas determinadas, los resultados de la evaluación económica que se obtienen considerando las variables antes descritas, se describen e la Tabla 26.

Resultados Valor Antes de Impuestos Valor Después de Impuestos y de

Unidad contraprestaciones a favor del Estado4

VPN 156.61 50.84 mmUSD VP Inversión 73.03 73.03 mmUSD

VPNNPI 2.14 0.70 Adimensional TIR indeterminada indeterminada %

Tabla 26. Indicadores económicos.


De la información presentada por el Operador, bajo las premisas consideradas se determina que el proyecto tiene características suficientes para que se considere económicamente viable.

Utilizando las mismas premisas y flujos, a continuación, se discuten los factores de riesgo asociados a la viabilidad económica del proyecto.

3 Considerando los perfiles de producción presentados por el Operador a partir de 2019: 1.1 mmb y 217.4 mmmpc. 4 Regalías básicas de conformidad con el artículo 24 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), Utilidad operativa a favor del t() Estado de conformidad con los artículos 11, 16 y 17 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburo

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�=sto Sobre la Renta y el \'

lmp,esto poc la Acti,idad de E,ploracióo y E>traccióo de "'T'��"'°j � � / m �

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ii.2. Impacto en la evaluación económica de variaciones en principales variables.

a. Precio del gas.

En la Figura 20 se presenta el valor presente esperado de los flujos a favor del Operador, antes y después de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado en los términos arriba indicados. Cada punto de las líneas se asocia a una realización de precio del gas de acuerdo al eje horizontal, que va de 2 a 4 dólares por millar de pie cúbico5

• En panel superior se muestra el valor a favor del Operador después de impuestos y de contraprestaciones a favor del· Estado y en el inferior, antes de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado. Se observa la robustez del proyecto frente a variaciones de precios. Para que el proyecto sea económicamente inviable antes de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado (i.e. con valor presente esperado menor o igual a cero) el precio del gas debería estar por debajo de 2 dólares por millar de pie cúbico. A su vez, para que sea económicamente inviable después de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado el precio del gas debe mantenerse por debajo de 2.5 dólares.

Valor antes de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado (Millones de dólares descontados a 10%)

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@.J o V)

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200

150

100

so

o

-50

-100Precio del gas USD/Mpc

-e-VPN después de impuestos (MMUSD)

Valor después de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado

350

300

"cf. 250 o ,-;

@.J 200

V) 150

� 100 �

so

o

2.0 2.5 3.0 3.5

Precio del gas USD/Mpc

-e-VPN antes de impuestos (MMUSD)

4.0

Figura 20. Valor presente esperado a favor del Operador vs. Precio del aceite.

(Montos en millones de dólares de Estados Unidos). _r()(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador). � ///

'El p,ecio de los amdffisados, .aria º" la misma propo,ció"-

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b. Costos

En la Figura 21 se presenta el valor presente esperado de los flujos a favor del Operador contra diferentes niveles de costos totales por barril de petróleo crudo equiva ente. Cada punto de las líneas se asocia a una realización de costos de acuerdo al eje horizontal. La línea continua superior representa las estimaciones asumiendo un precio de 4 USO por millar de pie cúbico. La línea continua inferior representa las estimaciones asumiendo un precio de 2 USO. La línea interior representa el escenario base de 3 USO por millar de pie cúbico. En el panel superior se muestra el valor a favor del Contratista después de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado y en el inferior, antes de ellos.

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Valor después de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado. (Millones de dólares descontados a 10%)

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150

100 ..

50

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-50

-100

-150

1.70

-2USD/MPC

1 1

1

1 ..

1.90 2.10

USD/Mpc

-3USD/MPC

•

1

....

2.40 2.60

-4USD/MPC

Valor antes de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado. 450 400

• 350 1

300 250 200 150 100

• 50

•

o

-50-100

1.70 1.90

-2USD/MPC

◄

1

2.10

USD/Mpc

-3USD/MPC

- -- -

1

1

2.40

-- -- --

..

2.60

-4USD/MPC

Figura 21. Valor presente esperado a favor el Operador vs. Costos totales.

(Montos en millones de dólares de Estados Unidos). (Fuente: Comisión con información pre entada por el Operador).

Los resultados anteriores, muestran que de realizarse incrementos en los costos por hasta 19%, el escenario base que considera los impuestos y contraprestaciones a favor del Estado, se mantendrí la declaratoria de viabilidad económica del proyecto, considerando los indicadores y wemisas expuestas en el presente apartado. [J �/ �7�

La información presentada en esta sección de Análisis econom1co permite concluir que los montos estimados para realizar las actividades contempladas en el Plan de Desarrollo se encuentran dentro del rango establecido de precios de mercado, así mismo se observa que el proyecto presenta condiciones que le permitirán ser rentable ante variaciones de la industria y del propio proyecto.

k) Evaluación Económica por el Operador

En este apartado, se presentan los indicadores económicos obtenidos del análisis propuesto por el Operador, a partir de los perfiles de costos y producción, tasa de descuento y tipo de cambio propuestos por el Operador, obteniendo los siguientes resultados del ejercicio de la evaluación económica Tabla 27.

Características Caso base

Caso mayor precio (Seleccionado)

--

Actividades Físicas Perforación de Pozos 67 77 77

RMA 196 196 196

Producción Gas (MMM_<::.) 217.8 215.6 225.1

Condensado (MMblsl 1.06 1.08 1.11

MMUSD 237 237 237 Gastos de Operación Inversiones

-- .... ____

Total (Gastos + Inversión) VPN-

VPN 0perooo, VPN

VPNNPI Provoe10 TIR�

__ R...,,BC "-<m

Tecnologías adicionales

MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD MMUSD

---

%

--

217 238

454 475

101.1 97.7

1.0 -14.8-

102.1 82.9

0.61 0.46

-

70 _____ 56-

0.37 0.34

Incorpora mejora en las estimulaciones.

Tabla 27. Resumen de alternativas propuestas por el Operador para Plan de Desarrollo.


244

481

115.3

25.2

140.5

0.75

85

0.41

--

___ , ..... .

--

Adicionalmente a los Gastos de Operación e Inversiones, el Operador considera un total de $38 MMUSD (35 MMUSD de Aportes al Fideicomiso por parte del Operador y 3 MMUSD de intereses generados en el Fideicomiso de Abandono) relacionado con el total de costos para la actividad de abandono en el Caso Base (seleccionado).

Siendo que la alternativa con mayor precio y actividad propuesta por el Operador representa una mayor promesa de VPN y una mayor relación VPN/VPI; sin embargo, para que pueda ser ejecutada, el precio del gas debería aumentar un 10% a partir del año 2020, o deberían existir mejoras en las condiciones actuales de los márgenes de comercialización del Operador o de los costos de transporte que tiene actualmente el Operador, para que dicha alternativa pueda ser alcanzable y real.

Por lo que, y para la fecha de análisis y elaboración del presente Dictamen Técnico, la opción (Caso base), rresulta ser la alternativa factible y técnica/económicamente viable considerando la información presentada por el Operador, siendo la siguiente en proponer la mejor promesa de VPN Proyecto 101.1 y una más atractiva relación VPN/VPI Proyecto 0.61.

A partir del análisis descrito, se concluye que el proyecto propuesto resulta rentable y económicamente AJ viable, antes de impuestos, así como considerando lo est::,

en la Ley de Ingresos sobre \' Hidrocarburos en cuanto al régimen fiscal aplicable.

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________________________ ., ___ _

-----------------

1) Fideicomiso de Abandono

En cumplimiento a la Cláusula 19.1 del Contrato, el Operador considera el conjunto de acciones paraabandonar las áreas, instalaciones o pozos, corregir las condiciones ambientales adversas e implementarel reacondicionamiento que sea necesario para volver el área a su estado natural o dejarlas en condicionestales que permitan su uso nuevamente.

El Plan de Desarrollo documenta el abandono de un total de 196 pozos existentes, 67 pozos nuevos, asícomo líneas asociadas a estos pozos, 17 estaciones de recolección y 12 duetos. Se tiene contempladocomenzar con el plan de abandono de instalaciones y pozos en el año 2019 concluyendo en el año 2030.

La estimación del presupuesto para llevar a cabo las actividades de Abandono que realizará el Operadorcorresponderá a un total de 38 MMUSD (35 MMUSD de Aportes al Fideicomiso por parte del Operador y 3MMUSD de intereses generados en el Fideicomiso de Abandono).

De acuerdo con las Cláusula 19.3 y 19.4 del Contrato, el Operador constituirá un fideicomiso de inversióncon el propósito de fondear las operaciones de Abandono del Área Contractual. Las aportaciones anualesque deberá realizar el Operador al fideicomiso deben ser calculadas conforme se establece en la fórmulaincluida en la Cláusula 19.4 del Contrato; dichas aportaciones anuales al Fideicomiso de Abandono por elOperador se presentan en la Tabla 28.

Fideicomiso de Abandono

Aportación Anual MMUSD

Aporte Total

••••••••••••• Nota: Dichas aportaciones anuales en su caso podrán ser actualizadas una vez que sea constituido el Fideicomiso de Abandono.

Tabla 28. Aporte Anual al Fideicomiso de Abandono.


Siendo que la responsabilidad del Operador de cumplir con los trabajos de Abandono es independiente aque existan o no fondos suficientes en el Fideicomiso de Abandono. En caso que los fondos de la cuentade Abandono sean insuficientes para cubrir todos los Costos de Abandono, el Operador será responsablede cubrir el monto faltante, de acuerdo a la Cláusula 19.5 del Contrato.

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V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en laextracción y métricas de evaluación del Plan (indicadores)

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

Seguimiento al Plan: Con base en el artículo 31 fracciones VI y VIII de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Operador, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esté de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan de Desarrollo.

i. Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipo de actividadesejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la

Actividad Programadas Ejercidas Porcentaje de

desviación Perforación de Pozos Nuevos de Desarrollo 67

Reparaciones Mayores 196

Mejoras en Estación Arcabuz 2

Mejoras en Estación Cali 1

Meioras en Estación Forcado 1

Meioras en Estaciones Santa Anita 5

Meioras en Estaciones 1

Telemetría v Scada 1

Meioras en Puntos de Medición 5

Meioras Tecnolóaicas v de Sistemas 1

Adecuaciones v redireccionamiento de líneas 6

Meioras en Líneas 10

SASISOPA: Asesoría y Sistema de Gerenciamiento 1

Tabla 29. Indicador de desempeño de las actividades a ejercer para el Contrato.


ii. Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidasrespecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 30.

' Sub-actividad

General

ii. Pruebas de Producción

vi. Medio Ambiente

l. Perforación

ii. Intervención de Pozos

iii. Construcción Instalaciones

iv. Seguridad, Salud y Medio Ambiente

Programa de erogaciones

MMUSO Producción

75

6

17

126

4

3

. . .

135

71

10

2

Erogaciones ejercidas (MMUSD}

Indicador Programa de Erogaciones/ ejercidas

Tabla 30. Indicador de desempeño del Presupuesto Indicativo en función de las erogaciones ejercidas para el

Contrato.

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: Comisión con información presentada por el Operador).

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iii. Las actividades Planeadas por el Operador están encaminadas a la producción de hidrocarburosdel Área Contractual Misión, misma que está condicionada al éxito de dichas actividades. LaComisión dará el seguimiento a la producción real de gas y condensado que se obtenga derivadade ejecución de las actividades, Tabla 31.

Producción 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Total

Producción programada 15.88 29.88 34.60 29.61 26.43 21.37 15.08 11.23 9.80 7.77 6.77 5.33 3.97 217.72

(MMMpc)

Producción real (MMMpc)

Porcentaje de desviación

Producción programada 59.48 142.22 175.38 143.95 131.62 104.73 71.90 55.44 49.12 39.15 35.17 27.03 20.41 1,055.60

(Mblsl

Producción real (Mbls)

Porcentaje de desviación

Tabla 31. Indicadores de desempeño de la producción de gas y condensado en función de la producción

reportada, periodo 2018-2030.


El Operador deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución del Plan de Desarrollo, en los términos que establece el artículo 43 de los Lineamientos, así como el artículo 24 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.

Cabe hacer mención que en términos del artículo 40 de los Lineamientos, la Comisión podrá evaluar y decidir si con base en la información derivada del seguimiento al Plan de Desarrollo para la Extracción se requerirá la modificación a dicho Plan de Desarrollo.

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-�S�istema de Administración de Riegos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato (Área Contractual Misión), 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 condicionar el inicio de las actividades contenidas en el Plan de Desarrollo.

Esta Comisión emite el presente Dictamen Técnico para la aprobación correspondiente al Plan de Desarrollo correspondiente al Contrato CNH-M3-MISION/2018 para la Extracción de Hidrocarburos, Área Contractual Misión, sin perjuicio de la obligación de parte del Operador de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan de Desarrollo.

Fue solicitada a la Agencia su opinión respecto del Sistema de Administración de Riesgos asociado al Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente del Contrato en comento mediante Oficios 250 .349/2018 ( 4 julio 2018), 250.497/2018 (6 septiembre 2018), 250.601/2018 (8 octubre 2018) y 250.839/2018 (19 diciembre 2018).

Sin embargo, en relación con el Sistema de Administración de Riesgos y mediante Oficio No. ASEA/UGI/DGGEERC/0199/2018 de fecha 2 de marzo de 2018, la Agencia resolvió como Autorizado el Sistema de Administración de la Empresa Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V., a implementar en el Proyecto denominado Área Contractual Misión.

El 14 de noviembre de 2017, la Agencia asignó la Clave Única de Registro del Regulado (CURR): ASEASEM17298C al Operador e hizo entrega de la Constancia de Registro de la Conformación de su Sistema de Administración, notificándolo con fecha de 16 del mismo mes y año.

Cabe señalar que por Acuerdo CNH.E.07.001/18 el Órgano de Gobierno emitió el Criterio de Interpretación Administrativa que armoniza el contenido de los artículos 13, primer párrafo y 33, fracción V de los Lineamientos, en el cual se establece que basta con que los Operadores Petroleros acrediten haber iniciado el procedimiento respectivo ante la Agencia, con lo cual se daría por atendido el requisito contenido en el artículo 33, fracción V de los Lineamientos en cuanto a que el Dictamen técnico final incluya un programa de administración de riesgos aprobado.

Asimismo, dicho Criterio de Interpretación Administrativa reconoce que el artículo 13 de los Lineamientos, procura materializar el procedimiento de evaluación y aprobación con base en un esquema de autonomía técnica, operativa y de gestión de la Comisión, descrito en los artículos 3 y 22, fracción I de la LORCME, sin ----r-'17perjuicio de la obligación del Operador de atender la Normativa emitida por otras Autoridades competentes -r I r-en materia de Hidrocarburos.

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VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional,Capacitación y__ Transferencia Tecnológica (Economía) __ _

Esta Comisión emite el presente Dictamen Técnico para la aprobación correspondiente al Plan de Desarrollo correspondiente al Contrato CNH-M3-MISION/2018 para la Extracción de Hidrocarburos Área Contractual Misión, sin perjuicio de la obligación de parte del Operador de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el Plan de Desarrollo propuesto.

Por lo que hace al cumplimiento de los programas asociados a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, respecto al Programa de Capacitación y Transferencia Tecnológica (solicitada mediante Oficios 250.352/2018 - 5 julio 2018, 250.499/2018 - 6 septiembre 2018, 250.603/2018 - 8 octubre 2018 y 250.841 /2018 - 19 diciembre 2018), esta Comisión advierte que aún no cuenta con la opinión favorable que al efecto corresponde emitir en el ámbito de sus atribuciones a la Secretaría de Economía de dichos programas, motivo por el cual una vez que, en su caso, esa autoridad emita la opinión en sentido favorable, se tendrán por aprobados los programas y formarán parte del Plan de Desarrollo y del Contrato.

Por otra parte, esta Comisión deja de manifiesto que en el s puesto de que la Secretaría de Economía emita una opinión en sentido no favorable dichos programas, el Operador estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo en términos de lo dispuesto en el artículo 40 de los Lineamientos, lo anterior a fin de dar cumplimiento a la Cláusula 20.5 del Contrato, relativo a las obligaciones en materia del Programa de Capacitación y Transferencia Tecnológica.

Así también respecto al porcentaje de Contenido Nacional (solicitada mediante Oficios 250.350/2018 - 4 julio 2018, 250.498/2018 - 6 septiembre 2018, 250.602/2018 - 8 octubre 2018, 250.840/2018 - 19 diciembre 2018), se obtuvo respuesta por parte de la Secretaría de Economía, mediante Oficio UCN.430.2018.390 recibido en la Comisión el 15 de octubre de 2018, mediante la cual la Secretaría de Economía emitió opinión favorable respecto al programa de cumplimiento en materia de Contenido Nacional.

Asimismo, y derivado de las últimas actualizaciones del Programa de Inversiones, Presupuesto 2018-2019 y su Contenido Nacional por parte del Operador, se envió nuevamente Oficio 250.020/2019 de fecha 18 de enero de 2019, a la Secretaría de Economía, a fin de que confirmará si el mismo, mantenía el cumplimiento del Contenido Nacional.

Cabe mencionar que ésta Comisión advierte que aún no cuenta con la opinión favorable respecto del Oficio 250.020/2019, de fecha 18 de enero de 2019, por lo que en el supuesto de que la Secretaría de Economía emita una opinión en sentido no favorable a dicho programa, el Operador estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo en términos de lo dispuesto en el artículo 40 de los Lineamientos, lo anterior a fin de dar cumplimiento a la Cláusula 20.3 del Contrato, relativo a las obligaciones en materia del Contenido Nacional.

Lo anterior, tomando en consideración la competencia material de la Secretaría de Economía en materia de Contenido Nacional, en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos, así como los artículos 13 y 14 de

� los Lineamientos.

Lo anterior, a efecto de cumplir con lo estipulado en las Cláusulas 20.3 y 20.5 del Contrato. � t y 777

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VIII. Resultado del Dictamen Técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan de Desarrollo, primer Programa de Trabajo y Presupuestopara el año 2018-2019 presentados por el Operador de conformidad con el artículo 44, fracción II de la Leyde Hidrocarburos y el artículo 39 de la LORCME, así como los artículos 6, 7 y 8 fracción 11, 11, 19, 20, 25.En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a lanormativa aplicable en el plazo que establece el Contrato y permiten determinar que no se presenta ningunode los supuestos que establece la Cláusula 6.3 de dicho Contrato.

Sobre el particular, del análisis técnico realizado, se advierte que el Plan de Desarrollo propuesto por elOperador cumplen con la normativa aplicable, conforme a lo siguiente:

1. Fueron elaborados de conformidad con las bases y criterios establecidos en los artículos 7, fracciones1, 11, 111, IV, VI y VII, y 8, fracción 11, 11 de los Lineamientos; y en atención a las Mejores Prácticas de laIndustria, en términos de las Cláusulas, 6.2, 13.1, 13.2, 13.5, 15.2, 16.1 y 19.1 del Contrato.

En relación con la Cláusula 6.2 del Contrato, se advierte lo siguiente:

a) Contempla la totalidad del Área de Desarrollo.b) Prevé la utilización de métodos y procesos adecuados para obtener el máximo factor de

recuperación final de las Reservas de conformidad con las Mejores Prácticas de la Industria.c) Cuenta con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural.d) Considera los Mecanismos de Medición de la producción de Hidrocarburos.e) Incluye la información requerida en la Normativa aplicable.

Conforme a la Cláusula 13.1 del Contrato, el Operador propuso los procedimientos que deberánregular la programación, Almacenamiento, y la medición y monitoreo de calidad y volumen de losHidrocarburos Netos en los Puntos de Medición.

En atención a la Cláusula 19.1 del Contrato, el Plan de Desarrollo para la Extracción contiene unasección relacionada con el Abandono del Área Contractual, la cual incluye todas las actividadesnecesarias para el taponamiento definitivo de Pozos, restauración, remediación y compensaciónambiental del Área Contractual, desinstalación.de maquinaria y equipo, así como entrega ordenada ylibre de escombros y desperdicios del Área Contractual.

Cabe hacer mención que, en relación con el Fideicomiso de Abandono, el Operador deberá darcumplimiento a las Cláusulas 19.3 y 19.4 del Contrato.

2. Contiene los requisitos establecidos en los artículos 9, fracción 11, 12, fracción 11, 19, 20, 25 y el Anexo11 de los Lineamientos.

Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente 5S. 7.DGDE.0114/2018DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CNH-M3-MISION/2018 de la Dirección General de Dictámenes deExtracción de esta Comisión, cuyo contenido fue evaluado en atención a la información presentada por elOperador y en atención a los principios de economía, eficacia y buena fe que rigen la actuaciónadministrativa, conforme al artículo 13 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

3. Cumple con las bases establecidas en el artículo 39 de la LORCME fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII,conforme a lo siguiente:

l. Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país.

En la realización de actividadés de extracción al amparo del Plan de Desarrollo, particularmentedurante la perforación de los 67 pozos propuestos, 196 RMA propuestas, evaluaciones petrofísicas,caracterización estática de los yacimientos, registros sónicos de nivel de líquido, gradientes depresión de fondo (estáticos y dinámicos), mejoras en estaciones, telemetría y SCADA, mejoras enPuntos de Medición, mejoras tecnológicas y de sistemas, adecuaciones, redireccionamiento y �mejoras en líneas de descarga; lo anterior permitirá des ollar un conocimiento sólido sobre el

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yacimiento del campo, lo cual tendrá como resultado acelerar el desarrollo del potencial petrolero del Área Contractual y del país.

11. Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y deGas Natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos yyacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación.

El pronóstico de producción de gas y condensado presentado por el Operador, asociado a lasactividades propuestas, contribuirán a elevar el factor de recuperación de gas no asociado, siendoque el Plan de Desarrollo prevé una recuperación al límite económico de 217.8 MMMpc de gas y 1.06MMbls de condensado, lo que representa un factor de recuperación de 72% para el gas y 67% parael condensado, lo cual maximiza el factor de recuperación, con la obtención del volumen máximo dehidrocarburos a largo del período (límite económico calculado por el Operador), en condicionestécnicas y económicamente viables.

111. La reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética dela Nación y, a partir de los recursos prospectivos.

Se espera que, derivado de los resultados satisfactorios con respecto a la perforación de pozos dedesarrollo y reparaciones mayores, así como en lo que respecta al comportamiento de presiónproducción y la correcta administración del yacimiento, permitirá sustentar las reservas 3P hasta ellímite económico por 329.4 MMMpc de gas y 1.75 MMbls de condensado cuantificadas al 1 de enerode 2018. Asimismo, los estudios y la toma de información propuesta por el Operador permitiránidentificar y confirmar zonas con oportunidad de incorporar o . reclasificar reservas del ÁreaContractual Misión.

IV. La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción dehidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos.

Una vez analizada la información remitida por el Operador, la Comisión concluye que las tecnologíasa utilizar por éste, en los ámbitos de infraestructura, perforación y terminación de pozos, contribuyena maximizar el factor de recuperación, por lo tanto, se consideran las más adecuadas para laexploración y extracción de los hidrocarburos contenidos dentro de los campos que conforman elÁrea Contractual Misión. Asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la estrategiadel Plan de Desarrollo presentado, se determina que el proyecto se ejecutará en condicioneseconómicamente viables.

VI. Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos enbeneficio del país.

Las actividades presentadas por el Operador para llevar a cabo en el Área Contractual Misióncorrespondientes al Plan de Desarrollo están encaminadas a la administración, ingeniería deyacimientos, perforación, terminación y mantenimiento/adecuación de infraestructura, lo cualpromueve el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficiodel país y para el Área Contractual Misión.

VII. Procurar el aprovechamiento del Gas Natural asociado en las actividades de exploración yextracción de hidrocarburos.

El Área Contractual Misión es productora de Gas Natural no asociado, por lo que las Disposicionespara el aprovechamiento de gas, no son aplicables; sin embargo, el Operador mantendrá de manerasostenida un nivel de aprovechamiento de gas por arriba del 99.91 %, hasta el límite económico, através de la transferencia y el autoconsumo, de esta manera se garantiza el manejo del gas producidoen el Área Contractual, con lo que procura el aprovechamiento de gas del Área Contractual. Entérminos de la Cláusula 16.1 Hidrocarburos de Autoconsumo del Contrato, el Operador podrá utilizar cfcomo parte del programa de aprovechamiento el Autoconsumo de hasta 1.70 millones de pies cúbicos \'diarios como gas combustible para la opera

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ELABORÓ

ING. ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO Director de Área

Dirección General de Dictámenes de Extracción

ELABORÓ

-:r-__J� Q_ . ING. FERNANDO TREMARI ROMERO

Subdirector de Área Dirección General de Comercialización de

Producción

REVISÓ

Director General Adjunto Dirección General de Dictámenes de

Extracción

Directora General Dirección General de Estadística y Evaluación

Económica

ELABORÓ

MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA Directora General Adjunta

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

REVISÓ

MT-¿�ERTHÁ GONZÁLEZ MORENO Directora General

Dirección General de Medición

Director General Adjunto Dirección General de Comercialización de

Producción

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neral de Dictámenes de Extracción

49

Unidad Técnica de Extracción

Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 29 y 35 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH-M3-MISION/2018 Área Contractual Misión.

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