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$: Extracción de Hidrocarburos Asignación A-0010-M Campo ......factor de recuperación y el valor de los Hidrocarburos a largo plazo, conforme los artículos 39, fracción VII de la$
Comisión Nacional

de Hidrocarburos

Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado en la Exploración y

Extracción de Hidrocarburos

Asignación A-0010-M Campo Álamo San Isidro

Enero 2019

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Contenido

CONTENIDO ............................................................. : .......................................................................................... 2

l. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................... 3

11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN ............................................................... 4 111. PROGRAMA Y META DE APROVECHAMIENTO DE GAS ................................................................... 6

a) Objetivo ........................................................................................................................................... 6

b) Máxima relación gas-aceite a la que podrá producir por pozo ........................................ 6

c) Meta de aprovechamiento de gas ............................................................................................ 7

d) Análisis Técnico-Económico ..................................................................................................... 8

e) Características, composición del gas a producir .............................................................. 11

f) Programa mensual de aprovechamiento de gas ................................................................ 12

g) Programa anual de aprovechamiento de gas ..................................................................... 13

h) Acciones para el aprovechamiento de gas .......................................................................... 14

i) Monto de inversión para mantener la meta de aprovechamiento de gas ................... 16

j) Sistemas de medición e inventario y ubicación de instalaciones ................................. 16

k) Protocolos o procedimientos .................................................................................................. 17

IV. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA Y MÉTRICAS DE EVALUACIÓN18

a) Indicadores de desempeño ...................................................................................................... 18

b) Programa de seguimiento ........................................................................................................ 19

V. RESULTADO DE LA EVALUACIÓN ....................................................................................................... 22

2

L - l

l. Introducción

Con la finalidad de promover el desarrollo eficiente del sector energético, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (Comisión) se encuentra facultada para expedir regulación en materia de Aprovechamiento del Gas Natural Asociado y los estándares técnicos y operativos para maximizar el factor de recuperación y el valor de los Hidrocarburos a largo plazo, conforme los artículos 39, fracción VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 43 fracción 1, inciso c) e i) y 44 fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos.

La Comisión incorporó dentro de su proceso de dictamen técnico para la aprobación de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (en adelante, PAGNA). Lo anterior, de conformidad con el artículo 44 fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos.

El 7 de enero de 2016 se publicaron en el DOF las "Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento de gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos" (en adelante, Disposiciones).

El artículo 2 de las Disposiciones establece en su párrafo primero que "Las presentes Disposiciones son de observancia general y de carácter obligatorio para los Operadores Petroleros que realicen actividades de Exploración y Extracción de hidrocarburos, que involucren la extracción y

aprovechamiento del Gas Natural Asociado".

Asimismo, dicho artículo establece en su último párrafo que "Corresponderá a la Comisión la interpretación y aplicación de estas Disposiciones, así como, en su caso, la realización de las acciones y procedimientos relacionados con su cumplimiento".

Por otro lado, de acuerdo con el artículo 39 fracción VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión ejercerá sus funciones, procurando que los proyectos se realicen con arreglo a las siguientes bases:

VII. Procurar el aprovechamiento del gas natural asociado en las actividades de exploración yextracción de hidrocarburos.

En este sentido, la Dirección General de Dictámenes de Extracción, inició el procedimiento de análisis técnico correspondiente, a fin de poner a consideración del Órgano de Gobierno la presente propuesta de Dictamen Técnico al PAGNA presentado por Pemex Exploración y Producción (en adelante, Operador) para la Asignación A-0010-M-Campo Álamo San Isidro.

3

11. Relación Cronológica del Proceso de Revisión

El artículo Transitorio Tercero de las Disposiciones, señala que:

''A partir de la entrada en vigor de las presentes Disposiciones, la Comisión convocará

mediante comparecencias a Petróleos Mexicanos, para que, de manera conjunta, se revisen

los Manifiestos o Programas de Aprovechamiento entregados a la Comisión.

Derivado de dicha revisión, la Comisión establecerá un plan de trabajo para que, en el transcurso del año 2016, Petróleos Mexicanos presente los Programas de Aprovechamiento

de Gas Natural Asociado, para cada Asignación vigente.

Dicho proceso se llevará a cabo conforme al calendario que para tal efecto establezca la

Comisión, dentro de los 30 días hábiles posteriores a la entrada en vigor de estas

Disposiciones. Lo anterior, escuchando la opinión de Petróleos Mexicanos."

De igual forma el artículo Transitorio Quinto de dichas Disposiciones señala que:

"Hasta en tanto la Comisión no notifique de forma oficial y permita el acceso a los sistemas

de cumplimiento regulatorio distintos o adicionales a los que Petróleos Mexicanos ha

habilitado para acreditar el cumplimiento de las Disposiciones anteriores, éste podrá

continuar acreditando durante 2015 y el 2016 el cumplimiento de estas Disposiciones, a través del portal PEP-CNH."

El 20 de junio de 2018, mediante Resolución CNH.E.37.002/18, el Órgano de Gobierno de la Comisión resolvió entre otras cosas, negar la aprobación de 36 Programas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, y requirió nuevamente la presentación de los mismos, incluido el referente a la Asignación A-0010-M-Campo San Isidro.

Mediante oficio 220.527/2018, la Comisión notifica a PEP, el 27 de junio de 2018 la Resolución CNH.E.37.002/18.

El 16 de julio de 2018, mediante oficio PEP-DG-SCOC-408-2018, PEP ingresó a esta Comisión solicitud de prórroga para dar cumplimiento a la Resolución CNH.E.37.002/18.

A través del oficio 250.408/2018 del 27 de julio de 2018, la Comisión otorga prórroga a PEP, para presentar la información requerida en la Resolución CNH.E.37.002/2018.

El 13 de agosto de 2018, por medio del oficio PEP-DG-SCOC-458-2018, PEP ingresó a esta Comisión documentación para dar cumplimiento a Resolución CNH.E.37.002/18.

A través del oficio 250.522/2018 del 13 de septiembre de 2018, la Comisión envía la Prevención de información de la Asignación, respecto a la atención a la Resolución CNH.E.37.002/2018.

El 8 de octubre de 2018, mediante oficio PEP-DG-SCOC-594-2018, PEP ingresó a esta Comisión solicitud de prórroga para dar atención a la Prevención de información de la Asignación.

A través del oficio 250.619/2018 del 11 de octubre de 2018, la Comisión otorga prórroga a PEP, para atender la Prevención de información de la Asignación.

El 23 de octubre de 2018, mediante oficio PEP-DG-SCOC-659-2018, PEP entregó información para dar respuesta a prevenciones respecto a la atención a la Resolución CNH.E.37.002/2018.

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Mediante oficio 250.788/2018 del 13 de diciembre de 2018, la Comisión amplía el plazo para resolver respecto de la Asignación A-0010-M-Campo Álamo San Isidro.

220.527/201

8

27/06/2018

PEP-DG

SCOC-408-

2018

PEPCNH

16/07/2018

250.408/201

8

27/07/2018 13/08/2018 13/09/2018 8/10/2018

250.619/20

18

11/10/2018

PEP-DG

SCOC-659-

2018

23/10/2018

250.788/201

8

13/12/2018

Figura 1. Etapas del proceso de evaluación, Dictamen y Resolución del PAGNA.

(Fuente: CNH)

CNH Presentación

al Órgano de Gobierno

24/01/2019

111. Programa y Meta de Aprovechamiento de Gas

De conformidad con el artículo 22 de las Disposiciones, fue estructurado el contenido del PAGNA presentado por el Operador conforme a lo siguiente:

a) Objetivo

El PAGNA entregado por el Operador tiene como objetivo la maximización del valor económico de las actividades de extracción, así como la reducción del volumen de gas asociado producido que actualmente no se aprovecha, demostrando las acciones e inversiones que llevará a cabo para alcanzar y mantener un volumen mínimo de gas asociado no aprovechado, previa revisión y ajuste de esta Comisión de conformidad a lo establecido en los artículos 14 fracción 11 inciso e) y 15 de las Disposiciones.

Cabe mencionar que la Asignación A-0010-M-Campo Álamo San Isidro (en adelante, Asignación) actualmente, cuenta con 3 pozos con producción de aceite y gas operando los cuales tienen línea de descarga conectada a la Batería de Separación Álamo ubicada en la Asignación A-0394-M Campo Tierra Blanca, dado que la producción del gas natural producido en la Asignación es marginal, el campo es clasificado por el Operador como campo Maduro, por lo que el Operador propone una Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (en adelante MAG) diferente del 98 % basado en el artículo 15 de las Disposiciones.

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

De acuerdo con el artículo 13 de las Disposiciones, el Operador establece y propone en el PAGNA presentado a la Comisión para su aprobación, el valor máximo de la relación gas-aceite (RGA) para la etapa de Extracción en la que podrá producir un pozo dentro de la Asignación, Tabla 1, lo cual coadyuvará asegurar la maximización del factor de recuperación de hidrocarburos.

Asignación Máxima Relación Gas Aceite (m3/m3)

A-0010-M-Campo San 110.11

Isidro Tabla 1. Máxima relación gas aceite.

(Fuente: Pemex).

Por lo que el Operador deberá contar con el programa de seguimiento y cumplimiento de esta relación, incluyendo entre otras acciones, reparaciones mayores, así como el estrangulamiento y cierre de los pozos que sobrepasen esta máxima relación gas-aceite.

Esto con la finalidad de que la Comisión realice la evaluación y supervisión del cumplimiento del PAGNA será hecha por esta Comisión, mediante revisión de los reportes trimestrales que el Operador presente a la Comisión de conformidad con los artículos 25 y 27 de las Disposiciones, de dichos programas o cuando se observen modificaciones que superen la máxima relación gas-aceite.

Asimismo, de la información de producción de gas y aceite de la Asignación respecto del mes de noviembre de 2018 reportada por el Operador a la Comisión, esta Comisión realizó su evaluación atendiendo a este elemento que mandata las Disposiciones, calculando la relación gas-aceite con la que actualmente operan los pozos productores, determinando que los 3 pozos que operan en la Asignación cuentan con una RGA menor a la RGA máxima presentada en el PAGNA

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al y com, se observa en la Tabla 2. . _

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Por lo que resulta necesario que el Operador presente en los informes trimestrales aquellas acciones e inversiones necesarias para disminuir en cada uno de los pozos, en caso de que se presente una RGA superior a la Máxima Relación Gas Aceite 110.11 (m3/m3).

Pozo

ÁLAMO-SO

ÁLAMO-41A

ÁLAMO-42

Producción petróleo (mbd) 0.006

0.013

0.011

Producción total de gas (mmpcd)

0.002

0.004

0.006

Tabla 2. Relación gas aceite. (Fuente: Comisión con datos de Pemex).

Relación Gas Aceite (m3/m3)

43.27

59.736

93.69

Sin menoscabo de lo anterior, es necesario dar seguimiento al comportamiento de los pozos que se ven afectados por la irrupción de gas, presentándose así diversos fenómenos tales como el autoabastecimiento y el incremento de la producción de aceite por un periodo limitado de tiempo previo a la irrupción de gas de forma abrupta en estos (engasamiento), por tal motivo, es imperante que el Operador prevea el seguimiento del comportamiento de los pozos, adecuado al artículo 13 de las Disposiciones, mediante el análisis de la producción de aceite y gas, con lo cual podrá identificar el momento oportuno para el cierre de éstos en concordancia con la máxima RGA a la cual podrán operar los pozos.

e) Meta de aprovechamiento de gas

El PAGNA tiene como objetivo minimizar el volumen de gas asociado, no aprovechado con base a las condiciones propias de los campos que imposibilitan aprovechar algún gas asociado, a las factibilidades técnico-económicas y a la toma de diversas consideraciones de conformidad con los artículos 11 y 12 de las Disposiciones.

Dicho lo anterior, el Operador establece en el PAGNA entregado que en la Asignación no se cuenta con infraestructura para el aprovechamiento de gas natural asociado y que dicho volumen es destruido en la Batería de Separación Álamo la cual se encuentra fuera de la Asignación, por lo que realizó un estudio técnico-económico para evaluar 4 alternativas para disminuir el volumen de gas asociado no aprovechado, las que propone a la Comisión, siendo estas las siguientes:

1. Bombeo Neumático (Autoconsumo)

2. Transferencia

3. Incineración

4. Inyección de gas (Conservación)

De acuerdo con el artículo 14 fracción 11 de las Disposiciones el PAGNA establece lo siguiente:

• El Operador establece que no puede alcanzar una MAG del 98 %, principalmente por lascondiciones de operación, asimismo por las condiciones propias del campo, el cual, elOperador clasifica, de acuerdo a la información presentada, como un campo maduro, deacuerdo a las mejores prácticas internacionales de la industria petrolera, asimismoconsiderando la producción histórica y programada de la Asignación por el Operador lacual resulta marginal y al análisis económico realizado a cada una de las alternativaspropuestas por el Operador ninguna de ellas resulta ser técnica ni económicamente viable,otro punto a considerar es la dispersión de los 3 pozos productores en la superficie de laAsignación, por lo anterior resulta económicamente inviable construir

� de la

1-:7 � 1)

Asignación infraestructura para el aprovechamiento del gas, por lo que el Operador propone una MAG del 0% en el PAGNA.

• El PAGNA por el Operador establece acciones e inversiones, encaminadas a mantener lainfraestructura existente para el manejo de los hidrocarburos, cumpliendo con losprogramas de inspección y mantenimiento anual de los equipos y con ello cumplir con laMAG propuesta, así como evitar las emisiones de gas natural asociado a la atmósfera,para adecuar e instalar la infraestructura necesaria para lograr los objetivos del presentePAGNA con lo que se da cumplimiento al artículo 14 fracción 11 inciso b).

• Por otro lado, en el PAGNA se establecen el número de pozos y las instalaciones deproducción, así como la producción de gas natural asociado, por lo que para darcumplimiento a la las acciones e inversiones estimadas para cumplir con el objetivo decumplir con la MAG propuesta y evitar las emisiones de gas natural asociado a la atmosferay la forma en que se evitara durante la etapa de desarrollo de las actividades de Extracción,en el periodo 2018 al 2030, el cual culmina antes de la vigencia del Título de Asignación,dicha propuesta anual será mediante la destrucción controlada del gas natural asociadoproducido en la Asignación, por lo que da cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 14fracción 11 inciso b) y c) de las Disposiciones, referente a las acciones e inversiones paraalcanzar y mantener la propuesta durante el desarrollo de las actividades de Extracción.

• El Operador presenta su propuesta utilizando el pronóstico de producción de gas asociado,así como el gas de inyección al yacimiento, de conformidad con lo establecido en el artículo14 fracción 11 inciso d).

• En cumplimiento en el artículo 14 fracción 11 inciso e), de las Disposiciones y con base a larevisión realizada por la Comisión de la propuesta y del programa presentado, se observaque la alternativa propuesta es la opción con más viabilidad para la Asignación.

Como resultado de dicha evaluación, el Operador concluyó que no existe opción que implique un beneficio para este debido al volumen marginal producido.

d) Análisis Técnico-Económico

Derivado del análisis técnico-económico realizado por el Operador dentro del PAGNA, establecido en los artículos 6 fracción I y 11 de las Disposiciones, y su correlativo 12 siguiente, se determinó que ninguna de las alternativas presentadas para el aprovechamiento de gas resulta técnica y económicamente viable en la Asignación.

Las alternativas analizadas por el Operador, así como las variables de cada una de las alternativas propuestas se describen a continuación:

► Transferencia

• Construcción de un Gasoducto 8" 0 X 25.00 Km estación - compresión Álamo -

Interconexión Gasoducto Miquetla - TR Zapotalillo. Costo de 112 millones de pesos.

• Renta de equipo de compresión con Psucc= 2.00 Kg/Cm2, Pdesc = 20.00 Kg/Cm2.

Renta mensual de 0.076 millones de pesos, periodo oct-2021 a dic-2030.

► lncin�rador térmico

8

• Adquisición y puesta en operación del equipo incinerador térmico en diciembre de

2020. Costo 6.35 millones de pesos.

► Inyección de gas

• Reacondicionamiento del pozo Álamo 30 a inyector. Costo de intervención 2.5 millones

de pesos.

• Línea de Inyección de gas 4" X 1.00 KM estación de compresión Álamo - pozo Álamo

30 Costo 4.5 millones de pesos.

• Servicio de renta de 2 equipos de compresión para inyectar al yacimiento (Pmax=150

Kg/Cm2). Costo 7.00 millones de instalación de los equipos compresión, renta mensual

por dos equipos 0.50 millones de pesos, durante el periodo dic-2020 a dic-2030.

► Bombeo neumático.

• Renta de un compresor para inyectar a la Red de BN (Pmax = 70 Kg/Cm2). Costo de

3.5 millones de pesos en instalación del equipo de compresión, así como la renta

mensual de 0.267 millones de pesos, periodo may-2021 a dic-2030.

• Construcción de GDO 6" X 2.50 km Gasoducto troncal - Red de Bombeo Neumático

costo 8. 75 millones de pesos.

• Construcción de ramales de bombeo neumático a pozos costo 1.5 millones de pesos.

• Conversión a bombeo neumático de 3 pozos, costo por intervención 2.5 millones de

pesos.

El Operador fundamentó la evaluación económica para estas alternativas, bajo la Ley de Ingresos

Sobre Hidrocarburos (LISH) publicada el día 11 de agosto de 2014, la cual se realiza en el Sistema

Integral de la Subdirección de Administración del Portafolio de Proyectos de Exploración y Producción,

considerando las premisas siguientes:

• Tipo de cambio de 18. 7 pesos por dólar

• Tasa de descuento anual de 7.5

• Escenario Medio de precios de los hidrocarburos

• Año base de evaluación 2018

A continuación de muestra la evaluación económica antes y después de impuestos para determinar la viabilidad de las cuatro alternativas propuestas para la Asignación en la Tabla 3:

í----7 1 9

1

Valor Presente Neto MMPesos -143.92 49.63 -0.43 5.14 -44.93 26.58 -23.49

Valor Presente de la MMPesos

204.68 204.68 61.22 61.22 105.71 105.71 84.27 84.27Inversión VPNNPI MMPesos -0.45 -0.70 0.81 -0.01 0.05 -0.42 0.32 -0.28

PRI Años

RBC MMPesos 0.60 0.50 1.56 1.00 1.04 0.75 1.24 0.85

TIR % 240.32 436.42 5.32 0.03 197.32 -179.94 203.49

VP Gasto MMPesos 29.54 29.54 26.74 26.74 26.74 26.74 26.74 26.74

VP Impuesto MMPesos 51.13 51.13 50.06 50.06 50.06 50.06 50.06 50.06

VP Ingreso MMPesos 141.43 141.43 137.59 137.59 137.59 137.59 137.59 137.59

VP Ingreso Aceite MMPesos 137.59 137.59 137.59 137.59 137.59 137.59 137.59 137.59

VP Ingreso MMPesos

Condensado VP Ingreso Gas MMPesos 3.85 3.85

Nota: para las alternativas incinerador térmico, inyección de gas y bombeo neumático no se considera la producción

de gas, por lo tanto, no generan ingresos por gas.

Tabla 3. Indicadores Económicos de las alternativas analizadas. (Fuente: Pemex).

1. La evaluación económica realizada a las alternativas considera la inversión estratégica yoperacional de cada alternativa hasta el abandono, así como el gasto de operación hasta la vidaproductiva de la Asignación.

2. Cada uno de los escenarios contemplados por el Operador se realizaron considerando lascaracterísticas del Área de Asignación, asimismo consideraron las condiciones actuales deoperación, como la distribución de los pozos y las líneas de descarga en la Asignación, así comoubicación de la Batería de Separación Álamo, mismas que se muestran en la Figura 2, en laque se puede observar la cantidad de pozos operando que existen actualmente en laAsignación.

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Figura 2. Distribución de pozos y líneas de descarga en la Asignación y ubicación de la Batería de Separación Álamo. (F�ente C�H)

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1-- _J

Derivado del resultado de las alternativas evaluadas en la Asignación, entregadas por el Operador en el PAGNA, el Operador determinó que no son factibles técnicamente y económicamente para el aprovechamiento de gas, por lo que el Operador propone la destrucción controlada de gas natural Asociado de conformidad con el artículo 6 fracción I de las Disposiciones.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos el gas natural es la mezcla de gases que se obtiene de la Extracción o del procesamiento industrial y que es constituida principalmente por metano. Usualmente esta· mezcla contiene etano, propano, butanos y pentanos. Asimismo, puede contener dióxido de carbono, nitrógeno y ácido sulfhídrico, entre otros. Puede ser Gas Natural Asociado, Gas Natural No Asociado o gas asociado al carbón mineral.

Asimismo, de las Disposiciones se define al gas natural asociado como la mezcla de gases que se produce u obtiene de la Extracción o del procesamiento industrial y que está constituida principalmente por metano. Usualmente esta mezcla contiene etano, propano, butanos y pentanos. Asimismo, puede contener dióxido de carbono, nitrógeno y ácido sulfhídrico, entre otros. Puede ser Gas Natural Asociado o Gas Natural no Asociado.

Dado las condiciones del campo dentro de la Asignación, clasificado como un campo maduro por la producción marginal de gas natural en la Asignación a las alternativas presentadas y analizadas por el Operador en el PAGNA no resultan económicamente viables, por lo que el Operador propone una MAG de 0% donde el volumen de gas natural asociado producido en la Asignación será destruido de manera controlada en las instalaciones de la Batería de Separación Álamo ubicado en la Asignación A-0394-M-Campo Tierra Blanca, con lo que la MAG será de 0% hasta el 2030, año en que laproducción llega a su fin.

Como se muestra en la Tabla 4 el Operador presenta de manera anualizada como iría disminuyendo la producción de gas. Por otro lado, cabe mencionar que no se realizará inversión alguna dado que no resulta técnica ni económicamente viable la ejecución de ninguna de las alternativas presentadas.

Año 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Gas asociado natural no 0.080 0.016 0.012 0.067 0.058 0.043 0.032 0.024 0.017

aprovechado (mmpcd)

Inversión (MMUsd) o o o o o o o o o

Año 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Gas asociado natural no 0.007 0.005 o o o

aprovechado (mmpcd)

Inversión (MMUsd) o o o o o

. . .. Tabla 4. 01smmuc1on del gas asociado no aprovechado e mversJOn.

(Fuente: Pemex).

e) Características, composición del gas a producir

o

o

2027 2028

0.013 0.010

o o

En la Tablas 5 y 6 se muestran las características y los componentes de las muestras de gas asociado no aprovechado producido de la Asignación, de conformidad con el artículo 22, fracción 11 de las Disposiciones.

Instalación Batería de Separación Alamo

efe. Fecha de muestra 0910212014

e: Ácido Clorhídrico 0.00 Q)

Ácido sulfhídrico rn - 0.00 Q) o Cloro 0.00 e: E Q)

Q) Contenido de Condensados 0.00 5 "O Decanos+ 0.00

Dióxido de Azufre 0.00 o

Bióxido de Carbono 15.9934

11

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e

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Instalación Batería de Seoaración Alamo Etano 9.1561

Etileno 0.00

Helio 0.00

Heptanos 0.00

Hexanos 0.0097

Hidrógeno 0.00

i-Butano 0.8409

i-Pentano 0.2543

Metano 65.0658

Monóxido de Carbono 0.00

n-Butano 1.8011

Nitrógeno 0.1254

Nonanos 0.00

n-Pentano 0.2041

Octanos 0.00

Prooano 6.5492

Total 100.0 Tabla 5. Análisis de la composición del Gas.

(Fuente: Pemex).

Asignación

Peso Específico (kg/m3)

Peso Molecular (g/mol)

Poder Calorífico (BTU/FT3)

Presión (kg/cm2)

Temperatura (ºC)

Densidad (kg/m3)

Tabla 6. Propiedades del Gas. (Fuente: Pemex).

-

25.0280

1,093.39 -

1.0604

Como se observa en la Tabla 5 el gas asociado producido en la Asignación está constituido presenta

un alto contenido de metano (65.0658%).

f) Programa mensual de aprovechamiento de gas

Derivado del análisis técnico-económico realizado por el Operador no resulta económicamente viable

aprovechar el gas asociado producido en la Asignación, por las consideraciones técnicas y

económicas esgrimidas anteriormente, por lo que el Operador presenta los perfiles de producción del

volumen de gas asociado no aprovechado de manera mensual para los primeros tres años.

Es necesario destacar, que este programa podría cambiar en función de las actualizaciones que

requiera el Plan de Desarrollo, con base a los resultados de las actividades y la evolución de la

producción. Sin embargo, las metas son sometidas a aprobación de la CNH, en apego a las

Disposiciones, así como la normatividad aplicable.

Programa de Gas Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Die Prom. (MMPCD) 2018 Producción de gas 0.045 0.187 0.169 0.150 0.150 0.148 0.022 0.021 0.021 0.020 0.020 0.019 o.oso

Adicional o o o o o o o o o o o o 0.00

Autoconsumo o o o o o o o o o o o o 0.00

Bombeo neumático o o o o o o o o o o o o 0.00

Conservación o o o o o o o o o o o o 0.00

Transferencia o o o o o o o o o o o o 0.00

Gas No Aprovechado 0.045 0.187 0.169 0.150 0.150 0.148 0.022 0.021 0.021 0.020 0.020 0.019 O.OSO

% de aprovechamiento o o o o o o o o o o o o 0.000

Tabla 7. Producción de gas asociado no aprovechado 2018. (Fuente: Pemex)

12 vi

Programa de Gas Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oet Nov Die Prom. (MMPCD) 2019 Producción de gas 0.019 0.018 0.018 0.017 0.017 0.017 0.016 0.016 0.015 0.015 0.015 0.014 0.016






Gas No Aprovechado 0.019 0.018 0.018 0.017 0.017 0.017 0.016 0.016 0.015 0.015 0.015 0.014 0.016



Programa de Gas Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oet Nov Die Prom. (MMPCD) 2020

Producción de gas 0.014 0.014 0.013 0.013 0.013 0.012 0.012 0.012 0.012 0.011 0.011 0.011 0.012









Programa de Gas Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oet Nov Die Prom. (MMPCD) 2021 Producción de gas 0.011 0.010 0.088 0.086 0.084 0.082 0.080 0.078 0.073 0.071 0.070 0.068 0.067









g) Programa anual de aprovechamiento de gas

Como se mencionó anteriormente derivado del análisis técnico-económico el Operador presenta un

programa anual en donde se señala la producción de volumen de gas asociado no aprovechado de

manera anual hasta la vigencia del Título de Asignación.

Programa de Gas 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

(MMPCD)

Producción de gas 0.058 0.043 0.032 0.024 0.017 0.013 0.010 0.007 0.005 o o o

Adicional o o o o o o o o o o o o

Autoconsumo o o o o o o o o o o o o

Bombeo neumático o o o o o o o o o o o o

Conservación o o o o o o o o o o o o

Transferencia o o o o o o o o o o o o

Gas No Aprovechado 0.058 0.043 0.032 0.024 0.017 0.013 0.010 0.007 0.005 o o o

% de aprovechamiento o o o o o o o o o o o o

Tabla 11. Producción de gas asociado no aprovechado 2022-2034.

2034

o

o

o

o

o

o

o

o

(Fuente: Pemex)

�t) r 7

13

p

h) Acciones para el aprovechamiento de gas

Del contenido del PAGNA presentado por el Operador de conformidad con el artículo 22, fracción V

de las Disposiciones, se muestra en la Figura 6 el cronograma de actividades programadas para

reducir el volumen de gas asociado no aprovechado, dichas actividades culminarán en el año 2030,

cuando se deja de producir en la Asignación, antes de la vigencia del Título de Asignación.

Cabe destacar que la destrucción controlada del gas natural asociado es la alternativa que resultó ser

viable al compararse con otras dadas las condiciones propias del campo maduro de la Asignación, la

dispersión de los pozos operando dentro de las asignaciones la producción marginal de gas natural

histórica y pronosticada por lo cual no es viable la construcción de infraestructura para el manejo y

aprovechamiento de gas natural producido dentro de la Asignación.

Con dichas acciones se mantendrá la MAG anual propuesta por el Operador durante el periodo de

vigencia de la Asignación.

PAGNA

Destrucción controlada del gas natural

Libranzas y movimientos operativos

Mantenimiento de equipos de compresión

Crono rama

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

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

Figura 6. Cronograma de actividades asociadas al Programa de Aprovechamiento de la Asignación.

(Fuente: Comisión con datos de Pemex)

De acuerdo con el histórico y pronóstico de producción de gas de la Asignación el cual es un volumen

marginal y en función de que no existen en la actualidad instalaciones de superficie que permitan su

aprovechamiento de manera inmediata y las inversiones e infraestructura requerida, razón por la cual

no se contempla la incorporación de infraestructura para el manejo futuro de la producción de dicha

Asignación, como se muestra en la Figura 7.

0.140

0.120

0.100

0.080

0.060

0.040

0.020

0.000

2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036

_._. Gas Producido _._.Capacidad Instalada MMPCD

Figura 7. Capacidad instalada presente y futuro vs perfil de producción de gas.

(Fuente: Pemex).

Los beneficios por las acciones de construcción de infraestructura que se consideran en este PAGNA

para alcanzar la MAG propuesta en esta Asignación, se incluyen en las Tablas 11, 12 y 13, cabe

destacar que al mes de septiembre 2018 la Asignación cuenta con un porcentaje de aprovechamien o

del gas natural del O% (dato de informe del tercer trimestre 2018).

14

Programa de Gas Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oet Nov Die Prom.

(MMPCD) Gas a la atmósfera sin

0.045 0.187 0.169 0.150 0.150 0.148 0.022 0.021 0.021 0.020 0.020 0.019 0.080 acciones Gas a la atmósfera con

0.045 0.187 0.169 0.150 0.150 0.148 0.022 0.021 0.021 0.020 0.020 0.019 0.080 acciones Beneficio por las

0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 acciones Tabla 11. Comparativo y Beneficio de acciones por aumentar el aprovechamiento de gas para el año 2018.

(Fuente: Pemex) .

. Programa de Gas Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oet Nov Die Prom.



0.019 0.018 0.018 0.017 0.017 0.017 0.016 0.016 0.015 0.015 0.015 0.014 0,016 acciones Beneficio por las


(Fuente: Pemex).

Programa de Gas Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oet Nov Die Prom.



0.014 0.014 0.013 0.013 0.013 0.012 0.012 0.012 0.012 0.011 0.011 0.011 0,012 acciones Beneficio por las


(Fuente: Pemex).

En la Figura 8 se muestra la producción de gas enviado a la atmosfera sin acciones y con acciones

mediante la destrucción controlada del gas natural asociado producido en la Asignación. En dicha

Figura se puede observar, que el gas enviado a la atmósfera sin acciones y el gas enviado a la

atmósfera con acciones es el mismo ya que el volumen producido en la Asignación es muy bajo y las

alternativas para su aprovechamiento resultan técnica y económicamente inviables.

'O

E

(/)

'O

e:

·O

'ü

0.200

0.180 Histórico

0.160

0.140

0.120

0.100

0.080

0.060 _, ,

0.040

0.020

0.000

--

- ...

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I

\ I....

, .....

I

Gas a la ' ,atmósfera sin

' � acciones

-4 ....

Gas a la atmósfera con

acciones

..... ....

- Gas Natural Aprovechado Gas a la atmósfera con acciones - - Gas a la atmósfera sin acciones

Figura 8. Pedil de producción de gas y volumen de gas aprovechado.

(Fuente: Pemex).

Respecto a lo que marca el artículo 22, fracción VI inciso c) de las Disposiciones, el Operador

establece que cuenta actualmente con un P�g::

m.f o Plan de contingencia en caso%

f,t,I

emergencia, caso fortuito o fuerza mayor para mantener o regresar a la continuidad operativa de las

actividades de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado mediante la aplicación del protocolo en

eventos de alta presión en gasoducto de descarga de módulos de compresión.

i) Monto de inversión para mantener la meta de aprovechamiento de gas

Derivado de la revisión y análisis de la información presentada por el Operador se determinó que no

presenta acciones e inversiones en el periodo comprendido entre el 2016-2034, durante la vigencia

de la Asignación, asociadas para alcanzar y mantener la MAG producido en la Asignación, tal como

lo establece el artículo 22, fracción V de las Disposiciones, ya que no es técnica ni económicamente

viable.

Dicho lo anterior, el Operador cumple con el artículo 22 fracción VI de las Disposiciones:

a) Cálculo de la capacidad de manejo de gas asociado por año, conforme a las proyecciones de

gas asociado no aprovechado a producir y en función de las acciones, proyectos e inversiones

en infraestructura a desarrollar.

Este punto es solventado en el apartado 111 incisos d), f), g) y h) del presente dictamen.

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

mantenimiento anuales;

Fue presentado por el Operador y el respecto al inicio de operación de las instalaciones es

solventado en el apartado 111 inciso h) del presente dictamen.

c) Plan de contingencia operativa que les permita a los Operadores Petroleros, en casos de

emergencia, caso fortuito o fuerza mayor, mantener o regresar a la continuidad operativa de

las actividades de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado;

Este punto es solventado en el apartado 111 inciso h) del presente dictamen.

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

Aprovechamiento;

Fue presentado por el Operador en el PAGNA.

j) Sistemas de medición e inventario y ubicación de instalaciones

Dadas las condiciones de operación de la Asignación y a la dispersión de los pozos operando dentro

de la Asignación, el sistema de medición asociado a la Asignación se encuentra en la Batería

mencionada y cuenta con las siguientes características:

Dinámica Placa de Orificio

Inventario de Instalaciones

Manual En Programa Gas Batería de Separación Álamo Toma local de Información

Tabla 12. Características del sistema de medición.

(Fuente: Pemex).

1 · ·-----·7

16

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En concordancia con lo anteriormente señalado, el Operador describe en el Programa de Aprovechamiento presentado la infraestructura que utiliza para el manejo del gas natural asociado no aprovechado, la cual se encuentra fuera de la Asignación, dentro de la Asignación A-0394-M-Campo Tierra Blanca y se enlista a continuación:

SH-005 Medición Horizontal Horizontal

Opera 1-- ---+-_G_as_To_t_a_l -�--+--- ------1Opera 4200 3 �Q_M_10_0�_V_a_po_r_e_s�-�-�-----�

Tabla 13. Inventario de instalaciones.

(Fuente: Pemex)

k) Protocolos o procedimientos

El Operador dispone de procedimientos e instructivos de Operación y Mantenimiento de los Equipos Principales, el estricto cumplimiento de estos incide de forma directa en la disminución de gas; en el siguiente listado se indican algunos de estos procedimientos e instructivos. La Tabla 13 muestra los protocolos para aprovechamiento de gas.

Clave Nombre del Procedimiento:

IO-IE-OP-0057-2016

IO-IE-OP-0058-2016

IO-IE-OP-0060-2016

IO-IE-OP-0061-2016

Instructivo Operativo Operación paro y Arranque Motocompresor Ajax

Instructivo Operativo Monitoreo de Parámetros

Instructivo Operativo Operación paro y Arranque Seguro de una E C

Instructivo Operativo Drenado de Líquidos

IO-IE-OP-0064-2016 Instructivo Operativo Limpieza Gasoductos Tabla 13. Protocolos o procedimientos/Instructivos para la disminución de gas asociado.

(Fuente: Pemex)

Todo lo especificado en el presente Dictamen se puede corroborar con las constancias que obran en el expediente 5S.7.DGDE.0121/2018 Dictamen técnico del programa de aprovechamiento de gas natural asociado asignación A-0010-M-CAMPO ÁLAMO SAN ISIDRO, a cargo de esta Dirección General de Dictámenes de Extracción.

IV. Mecanismos de revisión de la eficiencia operativa ymétricas de evaluación

A continuación, se muestran los indicadores clave de desempeño que el Operador presentó asociados a las actividades a realizar en este programa, de acuerdo con el artículo 22, fracción VIII Indicadores de desempeño de la operación en las Disposiciones, que se muestran en la Tabla 14.

a) Indicadores de desempeño

Programa de Índice de Paros No Programados (IPNP)

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

El IPNP permite al Operador conocer el porcentaje del tiempo permitido que el equipo puede incurrir en paros que no han sido programados durante un período de análisis, Tabla 14.

1 - Cumplimiento de la meta

aprovechamiento de gas natural asociado

en la A-0010-MCampo Álamo San

Isidro.

2 - Relación gas/aceite por pozo

3 - Cumplimiento en obras de inversión

4 - Inversión en infraestructura en

programa de aprovechamiento de

gas

5 - Índice de paros no programados

[A+ B + C + T

]MAGt = ----- *100Gp + GA

RGA= Gas Producido/Barriles de aceite (m3/m3)

EJECUCIÓN DE OBRAS (AVANCE) PLANIFICACIÓN DE EJECUCIÓN EN OBRAS

MONTO EJECUTADO (AVANCE) ESTIMACIÓN DE INVERSIÓN

Ll1=1 Horas totales de paro no programado de equipo

IPNP = ��---,--,_��-,-,---ic-c- • 100 ¿(

1 Horas totales por equipo (24 horas por dia)

1=1 en un periodo de análisis

98%

Ningún pozo con RGA >

110.11 m3/m3

100%

100%

<5%

Mensual

Mensual

Anual

Anual

Mensual

Tabla 14. Programa de Indicadores de Desempeño.

(Fuente: Pemex)

Aprovechamiento Anual t = Año de cálculo A = Autoconsumo (volumen/año) B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/año) C = Conservación (volumen/año) T = Transferencia (volumen/año) GP = Gas Natural Asociado producido (volumen/año) GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en el Área de Asignación o Contractual (volumen/año)

Base de datos oficial de información de producción

Porcentaje de avance planificación

Monto ejecutado presupuesto

Equipos de compresión

En caso de presentarse algún paro no programado durante la operación, deberá ser notificado dentro de los informes a los que está obligado el Operador.

18

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b) Programa de seguimiento

Con base en el artículo 7 fracciones 11 y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Operador en la Asignación, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esto de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales con el objetivo principal de maximizar el valor de los hidrocarburos conforme al artículo 39 de la LORCME. Por lo anterior, se presentan de manera enunciativa más no limitativa los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al programa.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del programa, se verificará las actividadesplaneadas por el Operador las cuales están encaminadas a disminuir el volumen de gasasociado no aprovechado en la Asignación. Por tal motivo se deberá monitorear yestablecer un programa de seguimiento y cumplimiento sobre la máxima relación de gasaceite por pozo, mismo que fue establecido por el Operador, mismo que deberá notificarsi alguno de sus pozos excede la máxima relación gas-aceite.

Asignación Máxima Relación Gas Aceite (m3/m3)

A-0010-M Campo Álamo San isidro 110.11 ..

Tabla 15. Max1ma relac1on gas aceJ(e. (Fuente: Pemex).

ii) De igual manera se verificará la ejecución de las actividades planeadas por el Operadorque están encaminadas a cumplir con la disminución del volumen de gas asociado noaprovechado propuesto para la Asignación. La Comisión dará seguimiento a la producciónreal de gas y al volumen de gas asociado no aprovechado de la ejecución de lasactividades de manera mensual para los tres primeros años, como se muestra en lasTablas 16, 17

118 y 19, respectivamente.

Programa de Gas (MMPCD) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Die

2018

Producción de gas + adicional 0.045 0.187 0.169 0.150 0.150 0.148 0.022 0.021 0.021 0.020 0.020 0.019

Volumen de gas aprovechado o o o o o o o o o o o o

% de aprovechamiento 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

Producción real de gas Volumen real de gas a rovechado

% de aprovechamiento

Porcentaje de desviación

Tabla 16. Indicador de desempeño del porcentaje de reducción del volumen no aprovechado en función de la producción y volumen

de gas.

(Fuente: Comisión)

19

¡_ -,

Programa de Gas (MMPCD) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oet Nov Die

2019




Producción real de gas

Vo)umen real de gas a rovechado




de gas.

(Fuente: Comisión)


2020





Volumen real de gas a rovechado




de gas.

(Fuente: Comisión)


2021


(MMPCD) Volumen de gas aprovechado

o o o o o o o o o o o o (MMPCD)


Producción real de gas (MMPCD) Volumen real de gas aerovechado (MMPCD)




de gas.

(Fuente: Comisión)

iii) Asimismo, la Comisión dará seguimiento a la producción real de gas y al volumen de gas

venteado que se obtengan derivado de la ejecución de las actividades de manera anual

para el periodo de 2022-2034, como se muestra en la Tabla 19.

20

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Programa de Gas (MMPCD) 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Producción de gas + adicional 0.058 0.043 0.032 0.024 0.017 0.013 0.01 O 0.007 0.005

Volumen de gas aprovechado o o o o o o o o o

o

o

o

o

o

o

o

o

% de aprovechamiento 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%


Volumen real de gas a rovechado




de gas. (Fuente: Comisión).

21

V. Resultado de la Evaluación

Derivado del análisis realizado al programa presentado por el Operador, el equipo técnico de la Comisión determinó que dicho programa da cumplimiento a los artículo 39 fracción VII de la LORCME, 43 fracción 1, inciso c), e i) y 44 fracción II de la Ley de Hidrocarburos y 4, 5, 6 fracción 1, 10, 11, 12, 13, 14 fracción 11, 111 y IV, 15, 18, 19, 22 de las Disposiciones, en consecuencia se considera que la MAG, las formas de Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, así como las acciones e inversiones propuestas presentadas en el mismo, son acordes y suficientes para alcanzar y mantener la MAG anual propuesta como lo dispone el artículo 19 de las Disposiciones. A continuación, se presentan los resultados de la Evaluación:

1. Se concluye que con base en el artículo 39, fracción VII, de la LORCME el presente PAGNAaun y cuando no se tiene programada por parte del Operador una MAG, cumple con losrequisitos establecidos en las Disposiciones, ya que, el Operador llevar a cabo la destruccióncontrolada del gas asociado, siendo la alternativa económica más viable, lo que se traduce enuna procuración del aprovechamiento de Gas Asociado.

2. Derivado del análisis técnico-económico presentado por el Operador, por las condicionesactuales del campo y dado que el volumen de gas natural asociado producido es marginal, sedeterminó que no es técnica y económicamente viable aprovechar el gas natural asociadoproducido en la Asignación. Lo anterior en términos de lo previsto en los artículos 5, 6 y 22fracciones I y V de las Disposiciones.

Ahora bien por cuanto hace al gas asociado el Operador informó que en la Asignación seproduce, en el mes de septiembre 0.150 mmpcd (dato los informes trimestrales entregados porel Operador referente al seguimiento de aprovechamiento de gas) y el pronóstico de producciónva declinando hasta dejar de producir hasta el 2030 (dato del Programa de Aprovechamiento),considerando la dispersión y distribución de las instalaciones dentro de la Asignación seconcluye que el gas natural asociado producido en la Asignación no puede ser aprovechadotécnica ni económicamente. Lo anterior en términos de lo previsto en los artículos 6 fracción 1y 22 fracciones I y V de las Disposiciones.

3. De conformidad con el artículo 13 de las disposiciones el Operador establece en el programaentregado, el valor estimado de la máxima relación gas-aceite de 110.11 m3/m3 en la que podráproducir un pozo dentro de la Asignación.

De igual forma considerar el programa de seguimiento y cumplimiento de esta relación ynotificar a la Comisión de cualquier variación a este valor, así como de las medidas o accionesnecesarias a realizar como reparaciones mayores, estrangulamiento o cierre de pozos quesobrepasen este valor máximo, por lo que conforme a lo descrito en la sección 111, inciso b) delpresente documento, y con fundamento en el artículo 13 de las Disposiciones esta Comisióndeterminó, que el valor de la máxima relación gas-aceite presentado por el Operador para estaAsignación es acorde a la RGA de los pozos que operan actualmente en la Asignación. Por locual se propone aprobar la máxima RGA presentada por el Operador en el PAGNA.

4. Con base en lo estipulado en artículo 15 de las Disposiciones, el Operador propone a laComisión una MAG de 0% en la Asignación, asimismo y después de evaluar TécnicaEconómica cada una de las alternativas propuestas. de acuerdo al artículo 6 fracción 1, de lasDisposiciones el Operador propone a la Comisión la destrucción controlada del gas naturalasociado, como consecuencia de las a

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�� \ '(' J ��•:��:�_·ft��e�e�:}i�:·�f•�,�), l �;•,��0�;�� -�-Asignación, desde 2018 hasta el 2030 antes de la culminación de la vigencia del Título de

Asignación, bajo esta consideración se realizó la revisión y el análisis correspondiente a la

información contenida en el PAGNA de la Asignación presentado por el Operador por lo que se

determinó con fundamento en el artículo 15 de las Disposiciones que:

• En el PAGNA se establece una MAG diferente al 98% durante la extracción de 2018 a

2026 antes de culminar la vigencia del Título de Asignación, como lo dispone el artículo 15

de las Disposiciones.

• El Operador establece que por las condiciones y características actuales del campo no

puede alcanzar una MAG del 98 %, asimismo por las condiciones propias del campo, el

cual, el Operador se clasifica, de acuerdo a la información presentada, como un campo

maduro, de acuerdo a las mejores prácticas internacionales de la industria petrolera,

asimismo considerando la producción histórica y programada de la Asignación por el

Operador la cual resulta marginal y al análisis económico realizado a cada una de las

alternativas propuestas por el Operador ninguna de ellas resulta ser técnica ni

económicamente viable, otro punto a considerar es la dispersión de los 9 pozos

productores la superficie de la Asignación, por otro lado dentro de la Asignación el

Operador no cuenta con infraestructura destinada para el aprovechamiento de gas por lo

que el Operador propone una MAG del 0% en el Programa de Aprovechamiento gas

asociado, basado en el artículo 15 de las Disposiciones.

• El programa propuesto por el Operador establece acciones con la infraestructura para el

manejo de la producción, encaminadas a evitar las emisiones de gas natural asociado a la

atmósfera, mediante la destrucción controlada del gas natural producido durante el periodo

de 2018-2030 antes de la vigencia de la Asignación, para lograr los objetivos del presente

PAGNA.

• Por otro lado, en el PAGNA se establecen las acciones e inversiones estimadas para

realizar la destrucción controlada del gas natural asociado de manera anual durante la

etapa de desarrollo de las actividades de Extracción, en el periodo 2018 al 2030, el cual

culmina a la vigencia del Título de Asignación, dicha propuesta anual da cumplimiento a lo

dispuesto en el artículo 14 fracción 11 inciso b) y c) de las Disposiciones, referente a las

acciones e inversiones para alcanzar y mantener la propuesta durante el desarrollo de las

actividades de Extracción.

• El Operador presenta su propuesta utilizando el pronóstico de producción de gas

asociado, así como el gas de inyección al yacimiento, de conformidad con lo establecido

en el artículo 14 fracción 11 inciso d).

• En cumplimiento en el artículo 14 fracción 11 inciso e), de las Disposiciones y con base

a la revisión realizada por la Comisión de la propuesta y del programa presentado, se

observa que la alternativa propuesta es la opción con más viabilidad para la Asignación.

5. La propuesta establecida para la Asignación en el periodo comprendido entre el 2018-2039 por

el Operador en el programa, se basa en el artículo 15 de las Disposiciones, el cual establece

que el Operador podrá proponer a la Comisión un porcentaje de Aprovechamiento de Gas

Natural Asociado diferente del 98% para la Asignación, en este sentido se da cumplimiento

dado que las condiciones actuales de producción y de los yacimientos que se tienen en la

Asignación. Lo anterior hace que no sea económicamente viable el aprovechamiento de un

porcentaje para el gas natural asociado en la actualidad.

6. El seguimiento a los programas se realizará a través de los informes trimestrales y los

indicadores de desempeño, utilizando los formatos correspondientes, conforme al nivel de

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detalle señalado en las Guías contenidas en las Disposiciones y en su caso, propondrá la realización de acciones de supervisión adicionales, conforme a los artículos 13, 24 y 25 de las Disposiciones.

Recomendaciones al Operador

• Con base en los pronósticos de producción, tomar las previsiones necesarias y planear ladisponibilidad de la infraestructura requerida para mantener, o en su caso maximizar, ladisminución del gas asociado no aprovechado.

• Estrangular y/o cerrar los pozos con alta RGA y hacer las reparaciones de pozos conforme alpronóstico de invasión de gas, determinado mediante el análisis del avance del contacto gasaceite. La máxima RGA deberá ser determinada por pozo, mediante el análisis de curvas deproducción, asegurando con esto la maximización de la recuperación de los hidrocarburos. Suactualización, incluyendo sus curvas de comportamiento, deberán reportarse en los InformesTrimestrales.

• Asimismo, se instruye al Operador que presente en los informes trimestrales las acciones einversiones necesarias para disminuir en cada uno de los pozos que operan con una RGAsuperior a la máxima presentada, o bien realice el análisis por pozo y presente ante la Comisiónla información correspondiente para proponer con una nueva evaluación de la máxima relacióngas-aceite en la cual podrán operar los pozos de la Asignación.

• El presente PAGNA se propone para a su aprobación en las condiciones y particularidadesprevistas, en aras de mantener la continuidad operativa de las· Actividades Petroleras en elcorto plazo, sin aprovechar el gas asociado, para garantizar una operación segura, no obstanteel Operador deberá de explorar nuevas tecnologías que sean acordes al Plan de Desarrollotanto técnica como económicamente viable a efecto de llegar alguna MAG, en concordanciacon la evolución de las Actividades Petroleras.

7' Elaboró: Revis ·

� MTRA. LOURDES JAMIT SENTIES ING. JULIO CÉS EJO MARTÍNEZ

Directora de Área Dirección General de Dictámenes de Extracción

<MIRQA--EÓ

Tit�- - n ad Técnica de Extracción Unidad écnica de Extracción

r General ictámenes de Extracción

Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en el artículo 29 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 Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado de la Asignación A-0010-MCampo Álamo San Isidro.

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Extracción de Hidrocarburos Asignación A-0010-M Campo ......factor de recuperación y el valor de...

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