asignación a-0145-m-campo guaricha · a) características generales y propiedades de los...
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Comisión Nacional de Hidrocarburos
Asignación A-0145-M-Campo Guaricha
Dictamen Técnico Modificación al Plan de Desarrollo para la
Extracción de Hidrocarburos
Pemex Exploración y Producción
□
CONTENIDO
CONTENIDO ........................................................................................................................................................ 2
l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARI0 ................................................... ...................................... 3
11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA
INFORMACIÓN ........................................... ............................................................................................ s
111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS Y APLICADOS ........................................................... 6
IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ....................................................... 7
A) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN ..... .. ......................... 7
B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ...................... 7
C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ... ............................................ .......................... ..... .. ............ 8
D) COMPARATIVO DE ACTIVIDAD FÍSICA: PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ....................................................................................... 1 O
E) PRODUCCIÓN DE AGUA EN EL ÁREA DE ASIGNACIÓN .......... .. ... .................................................................................. 17
F) POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR .......... ..................................................................................... .. ............. 18
G) REPARACIONES A POZOS ..................................................................................................... .. ......................................... 20
H) TECNOLOGÍAS A UTILIZAR ........................................................................ ....................................................................... 20
1) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO .............................................. 21
J) EVALUACIÓN ECONÓMICA ........................................................................................................ .. ... ..... .. ............... ............ 24
K) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................. 27
L) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................................................................................... 34
M) PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL.. .................................................................................. ........ 34
V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y
MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ................................................ 35
VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ............................................................................... 40
VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL .................................................. 41
VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ......................................................................................... 42
A)
B)
C)
D)
E)
F)
G)
ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAIS ................................... 42
ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ............................................ 42
REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN ....................................................................................................................... .................................................. 42
PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS ......................................................................................................................................................... 43
LA TECNOLOGÍA Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ................. ... .. ............................................ .. ......................................... .... 43
PROCURAR EL APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL. ........................................... .... ...... ..................................... 43 1 \(
IX.
MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................. 43
RECOMENDACIONES ......................................................................................................................... 46 },
/ $
l. Datos Generales del Asignatario
El presente Dictamen se refiere a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante Plan) en la Asignación A-0145-M-Campo Guariche (en adelante Asignación), solicitado por Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante PEP o Asignatario), por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Administración del Portafolio de Exploración y Producción, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 5 de enero de 2017. Los datos se muestran en la tabla 1.
Asignatario Pemex Exploración y Producción
Nombre A-0145-M-Campo Guaricha
Estado y Municipio Huimanguillo, Tabasco
Área de Asignación 24.393 km2
Fecha de Emisión del Título de 14 de agosto de 2014 Asignación
Vigencia de la Asignación 20 al'los a partir del 13 de agosto de 2014
Tipo de Aslgna~ión Extracción de Hidrocarburos
Formaciones /Época Geológica Paraje Solo-Filisola/Plioceno Inferior Encanto I Mioceno Medio
Yacimientos Plioceno/ Mioceno [G501)
Tipo de Hidrocarburo Aceite Negro
Colindancias Al sur con la Asignación A-0027-M Campo Arroyo Prieto y con la Asianación A-0034-M Camoo Avocote
Tabla 1.- Datos generales del As,gnatano (Fuente· Comisión con Información del Asigna/ario)
La Asignación se localiza 50 kilómetros al Sureste de Agua Dulce, Veracruz, en el municipio de Huimanguillo, Tabasco. La ubicación de la Asignación se muestra en la siguiente figura:
GOLFO DE MEXICO
TABASCO
A-0145 M -CAMPO GUAAICHO
VERACRUZ
Figura 1 - Ubicación de la Asignación A-0145-M-Campo Guancho (Fuente. CNH con información del As1gnatario)
Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se relacionan en la siguiente tabla:
Vértice 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Longitud Oeste Latitud Norte Vértice Longitud Oeste 93º 44' 00" 17º 57' 30" 11 93º 48' 30" 93º 44' 00" 17º 57' 00" 12 93º 48' 30" 93º 43' 30" 17° 57' 00" 13 93º 48' 00" 93º 43' 00" 17º 55' 30" 14 93º 48' 00" 93º 44' 30" 17º 55' 30" 15 93• 47' 00" 93º 44' 30" 17º 56' 00" 16 93º 47' 00" 93º 46' 00" 17° 56' 00" 17 93º 46' 00" 93• 46' 00" 17º 55' 00" 18 93° 46' 00" 93º 46' 30" 17° 55' 00" 19 93º 45' 30" 93º 46' 30" 17º 54' 30" 20 93º 45' 30"
Tabla 2 - Coordenadas geográficas de los vért,ces de la Asignación A-0145-M-Campo Guancho (Fuente: Comisión con información del Asignatario}
El Área de Asignación se muestra en la figura 2:
13"'1..-W 93'.&lll"W ll"47VW 13' .tl'O"W 13' '-'V'W
Latitud Norte 17° 54' 30" 17º 55' 30" 17° 55' 30" 17º 56' 00" 17º 56' 00" 17º 56' 30" 17º 56' 30" 17º 57' 00" 17º 57' 00" 17° 57' 30"
93''317''\V
11. Relación Cronológica del Proceso de Revisión y Evaluación de la Información
El proceso de evaluación técnica, económica y Dictamen de la modificación al Plan de Desarrollo propuesto por PEP, involucró la participación de cinco unidades administrativas de la Comisión: Dirección General de Dictámenes de Extracción (en adelante, DGDExt) , la Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada (en adelante DGRRA), la Dirección General de Medición (en adelante DGM), la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica (en adelante, DGEEE) y la Dirección General Comercialización (en adelante, DGC). Además, la Secretaría de Economía (en adelante, SE) es la autoridad competente para llevar a cabo la evaluación del porcentaje de Contenido Nacional, mientras que la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos.
La figura 3 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, Dictamen y resolución respecto del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0103/2018 DICTAMEN TECNICO PARA LA MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO DE LA ASIGNACIÓN A-0145-M-CAMPO GUARI CHO de la DGDExt de la Comisión.
02/05/2018
PEP-DG-SAPEPGCR-909-2018
PEP-CNH Solicitud de Modificación
al Plan de Desarrollo
CNH-ASEA Remite
información 04/05/2018
250 205/2018
1
23/05/2018
Ohc,o 250 23412018
CNH-PEP Prevención
por información
faltante
CNH-SE Remite
información 04/05/2018
250 206/2018
ASEA-CNH Respuesta a ofioo CNH
250.205/2018 14/05/2018
ASEA/UGI/DGGEERC/0489/2018
14/06/2018
PEP-DG-SAPEPGCR-1295-2018
1
06/07/2018 11/07/2018
Sohcilud de Oponoones Tecmcas al lnteroor de la CNH
1/11/2018
PEP-CNH Atención a
prevención y aclaraciones
CNH-PEP Declaración de suficiencia de información
CNH Inicia Proceso de
Dictamen de la Solicitud de
Modificación al Plan de Desarrollo
CNH Presentación ante Órgano de Gobierno
SE-CNH Respuesta a oficio CNH
250.206/2018 15/05/2018
UCN.430.2018.174 CNH-SE
Solicita Opinión Contenido Nacional
18/07/2018 250. 392/2018
Solicita Opinión Contenido Nacional
9/10/2018 250.607/2018
SE-CNH Sm Respuesta a
oficio CNH 250.392/2018
Respuesta a oficio CNH
250.607/2018 12/10/2018
UCN.430.2018.389
Figura 3 - Diagrama generaltzado del proceso de evaluación. Dictamen y Resolución (Fuente CNH)
-,77
111. Criterios de Evaluación Utilizados y Aplicados
Se verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el 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 producción propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación (FR), en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos.
La Comisión consideró los principios y criterios en términos 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" (en adelante, Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo. Al respecto, se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111 y VI , 8, fracción 11, incisos a), b), c), d), e), f), g), h), 40, fracción 11, incisos, e) y h), 41 , y el Anexo 11 de los Lineamientos.
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 7, 8 fracción 11 , 11, 20, 40, fracción 11, incisos e) y h), así como 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
Las modificaciones propuestas al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos, conforme a lo siguiente:
a) Presentó un comparativo entre el Plan aprobado y el proyecto de Plan con las modificaciones propuestas.
b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de la modificación propuestas, en términos técnicos, económicos y operativos.
c) Contiene el sustento documental de las modificaciones propuestas.
d) e)
f)
Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la modificación propuesta. Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan.
Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del Anexo II de los Lineamientos.
IV. Análisis y Evaluación de los Elementos del Plan
a) Características Generales y Propiedades de los Yacimientos de la Asignación
Las principales características generales geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos y yacimientos, así como el factor de recuperación de los yacimientos incluidos en la Asignación se muestran en la siguiente tabla.
1.21 / 8.5
1.505 / so 210 247
220
210 sa·osaturado
Aceite: 42.75 Gas: 50.10 Corte de A ua % 64
Mecanismo de Desplazamiento Empuje Hidráulico (aculfero activo)
~cifras al 1 de enero de 2018 Tabla 3. - Caracterlsticas generales de la As1gnac16n
(Fuente. CNH con información del As,gnatario)
0.78 / 8.5 1.429 / so
264
315 225
264
Saturado Aceite: 13.23 Gas: 13.92
5 Expansión roca-fluidos / gas en
solución
b) Motivo y Justificación de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción
El motivo de la modificación al Plan de Desarrollo para la extracción de la Asignación A-0145-M Campo Guariche se debe principalmente a que existe una variación en el avance flsico-presupuestal del Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, toda vez que PEP ha ejecutado la mayoría de las Actividades Petroleras originalmente previstas, lo anterior derivado de la ejecución de actividades diversas en cuanto a construcción de instalaciones, duetos, implementación de sistemas artificiales, reparaciones mayores y menores, con lo que logró atenuar la declinación de producción del campo para recuperar la reserva remanente e incrementar el factor de recuperación. Derivado de dicha actividad física realizada, el Asignatario solicita la modificación al Plan y sumar actividades petroleras, con la intención de adecuarse a las condiciones vigentes de mercado, presupuestales y comportamiento de yacimientos dentro del área de Asignación.
Con base en el artículo 40 de los Lineamientos, el Plan de Desarrollo de la Asignación se modifica debido a:
• Existen variaciones en el avance físico-presupuesta! del Plan aprobado. • Existen variaciones en los montos de inversión.
La propuesta de modificación al Plan considera realizar la perforación y terminación de 4 pozos, efectuar 32 reparaciones mayores y 34 reparaciones menores, además de la construcción de 15 duetos: 4 líneas de descarga, 7 gasoductos para la red de bombeo neumático, 2 oleogasoductos y 2 gasoductos, así como el taponamiento de 40 pozos, con un costo total asociado por 160.35 millones de dólares (en adelante, mmusd) [2,998.63 millones de pesos (en adelante, mmpesos)], en el cual se incluye el desmantelamiento de instalaciones hasta el año 2040, lo que significa un incremento del 105.12% respecto del monto de inversión previsto en el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente. Lo anterior, permitirá recuperar para .R el período 2018-2034 un volumen de 10.13 millones de barriles (en adelante, mmb) de aceite y 10.95 miles ,, de millones de pies cúbicos (en adelante mmmpc) de gas, equivalente a la reserva remanente P
respectivamente. 7 77 --,.....,,/4~-r-}
□ 1~
El Asignatario solicita la modificación al Plan, con el objetivo de maximizar el valor económico de la Asignación al aumentar el valor de la reserva a extraer adecuándose a las condiciones vigentes de mercado y presupuestales de conformidad con el artículo 40, fracción 11, incisos e) y h} de los Lineamientos.
e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos
El campo Guaricho está compuesto, al Sur, por el área principal con 8 unidades de flujo identificadas en el Plioceno, y al Norte, por el área denominada G-501 que cuenta con seis unidades de flujo identificadas en el Mioceno.
Análisis de Volúmenes y Reservas Remanentes Certificadas
Respecto a los volúmenes originales de aceite y gas del yacimiento Plioceno en la categoría 3P, se mantienen sin cambios; en 96.08 mmb y 70.13 mmmpc respectivamente para el periodo que comprende los arios 2015-2018.
Respecto al volumen original de aceite del yacimiento G-501 en la categoría 3P, incrementó de 6.57mmb a 15.23 mmb, mientras que el volumen original de gas incrementó de 8.07 mmmpc a 14.96 mmmpc en ambos casos para el periodo que comprende los arios 2015-2018.
De esta manera el volumen original a nivel campo Guaricho en la categoría 3P, aumentó de 102.65 mmb a 111.31 mmb de aceite y 78.20 a 85.09 mmmpc de gas, lo cual es proporcional al aumento de producción de hidrocarburos durante el periodo 2015-2018, que aumentó de 34.85 a 43.09 mmb de aceite, y de 29.09 a 37.21 mmmpc de gas.
El incremento en el volumen original de hidrocarburos trae como consecuencia directa para este campo la restitución de reservas, que es resultado de la incorporación del área Norte, G-501 que en 201 7 obtuvo un volumen adicional, derivado de la realización de estudios integrales. Dicho volumen ha sido certificado de manera oficial por parte del Asignatario ario con ario.
El Asignatario obtiene un factor de recuperación de aceite que incrementó de 33.95 % a 38. 71 %, y un factor de recuperación de gas que también incrementó de 37.20 % a 43.73 % nivel campo Guaricho para el periodo que comprende los arios 2015-2018.
La siguiente tabla muestra la evolución en volúmenes, reservas remanentes, producciones acumuladas y factores de recuperación de hidrocarburos para los arios 2015, 2016, 2017 y 2018.
Volumen Volumen Reserva Reserva Producción Producción Factor de Factor de
Afto Original Origina! Remanente Remanente Acumulada Acumulada
recuperación recuperación Aceite Gas 3P Aceite 3PGa Aceite Gas (mmbl [mmmncl [mmbl [mmmncl [mmb] [mmmncl Aceite[%] Gas[%]
201 5 102.65 78.20 13.79 11 .71 34.85 29.09 33.95 37.20
2016 102.65 78.20 15.33 15.51 38.42 32.79 37.43 41 .93
201 7 108.06 84.86 12.91 11 .76 41.62 35.73 38.52 42.11
2018 111.31 85.09 10.55 11.26 43.09 37.21 38.71 43.73 . Tabla 4. - Volumenes y Reservas Remanentes certificadas al 1 de enero del 2015,2016, 2017 y 2018, A-0145-M - campo Guancho (Fuente: CNH con información del Asignatarlo)
A continuación, se muestran gráficos comparativos para cada caso de la información contenida en las 8 i\' V columnas de la tabla 4. 7 7 ~ r 1\
#
112
110
108
106
104
102
100
18 16 14
12 10
8
6
4
2
o
50 45 40 35 30 25 20 15 10
5
o
98
86
84
82
80
1 1 78
1 1 76
74 2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018
■ Volumen Original Aceite - 3P [mmb] ■Volumen Original Gas - 3P [mmmpc]
Figura 4.- Evolución del Volumen original 3P de Aceite y Gas del Campo Guaricha para al penado 2015-2018 (Fuente. CNH con información del As,gnatano)
18 16 14 12 10 8 6 4 2 o
2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018
■ Reserva Remanente Aceite - 3P [mmb] ■ Reserva Remanente Gas - 3P [mmmpc]
2015
Figura 5.- Evolución de la Reserva remanente 3P de Aceite y Gas Campo Guaricha para el periodo 2015-2018 (Fuente· CNH con información del Asigna/ano)
40
35
30
25
20
15
10
5
o 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018
Producción Acumulada Aceite [mmb] ■ Producción Acumulada Gas [mmmpc]
Figura 6.- Evolución de la Producción Acumulada de Aceite y Gas Campo Guaricha para et penado 2015-$ 018 (Fuente CNH con información del Asigna/ario)
777 t / 0 ~
40 46 39
44 38
37 42
36 40
35 34 37.43
38.52 38.71 38 41.83 42.11
43.73
33 36
32 33.95 34 37.20
31 32 2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018
FR Aceite[%] FR Gas[%]
Figura 7. - Evolución del Factor de Recuperación de Aceite y Gas campo Guancho para el período 2015-2018 (Fuente: CNH con información del Asigna/ano)
De lo anterior se observa un aumento en el volumen original de gas y aceite y la disminución en las reservas remanentes de aceit_e y gas, misma que no ha alcanzado niveles significativos gracias a la incorporación de reservas, el incremento en la producción de gas y aceite, y en consecuencia, el incremento en el factor de recuperación de aceite y gas.
d) Comparativo de Actividad Física: Plan de Desarrollo para la Extracción Vigente contra la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo
El Plan de Desarrollo vigente para la Asignación establece la perforación y terminación de 11 pozos, la ejecución de 16 reparaciones mayores (en adelante RMA's), 174 reparaciones menores (en adelante RME's) y el taponamiento de 25 pozos, asociados a un costo total por 148.05 millones de dólares, 73.76 millones de ellos erogados en Inversión y los restantes 74.29 en Gastos de Operación, para el período comprendido entre los años 2015-2029, en el que se tenía pronosticado la recuperación de un volumen de 10.22 mmb de aceite y 8.40 mmmpc de gas.
De acuerdo con la información presentada por el Asignatario, las actividades consideradas en a modificación al Plan podrían extenderse más allá de la vigencia de la Asignación , periodo de tiempo considerado por el Asignatario como limite económico para la extracción de la reserva remanente 3P de aceite y gas. La vigencia del título de Asignación concluye el 13 de agosto de 2034, sin embargo, posterior a la vigencia del título continuarán vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la terminación de la presente Asignación, incluyendo las relativas al Abandono, seguridad industrial y protección al medio ambiente en términos del Elemento Cuarto del Título de Asignación .
Si bien la vigencia de la Asignación concluye en 2034, la inercia misma de producción de hidrocarburos podría ir más allá de dicho año derivado del comportamiento de los yacimientos (a mínimos valores de extracción de hidrocarburos), y utilización de la Estación de compresión existente dentro de la Asignación para la distribución de la red gas de bombeo neumático que abastece a los campos Guaricha, Ayocote, Arroyo Prieto y Ogarrío, por lo que el limite económico se establece más allá de la vigencia de la Asignación. Durante el periodo 2034-2040 el Asignatario tiene programado realizar la erogación para actividades relacionadas con el desmantelamiento y abandono de la Asignación. El Dictamen se realizó considerando el periodo 2018-2034 en cuestiones de producción de hidrocarburos y actividades petroleras asociadas, ya que la vigencia de la Asignación es hasta el 2034, no obstante, la evaluación económica considera el ~ periodo 2018-2040 debido a que es necesario incluir la erogación destinada únicamente para actividades relacionadas al desmantelamiento y abandono de la Asignación como parte de las obligaciones del ,t Asignatario, 777 ~ /
#1 t G
Con respecto al requisito establecido en el artículo 41 de los Lineamientos, el cual consiste en presentar: • ... Comparativo del Plan aprobado y el proyecto de Plan con las modificaciones propuestas'; en términos del inciso d) del Dictamen, se destaca lo siguiente:
La tabla 5 y figura 8, muestran el comparativo de realización de actividades físicas por periodo de tiempo; las contempladas en el Plan Vigente, las actividades realizadas en el periodo 2015-201 7, asf como las realizarán de acuerdo a la Modificación al Plan de Desarrollo durante el periodo 2018-2034.
Actividad
Perforación de Pozos
Terminación de Pozos
Duetos (oleoductos. gasoductos y lineas de descargal
RMA s
RME ·s
Taponamientos
Plan Vigente - RO [2015-2029)
Total
Ejecutada - Real [2015-2017]
Plan Modificado - Actividad Adicional [2018-2034)
4
4
·Se Incluye el taponamiento de 40 pozos más allá de la vigencia de la Asignación hasta el 2040, denvado de las obligaciones por parte del Asigna/ario.
Tabla 5 - Comparatívo de las principales act1v1dades ffsicas asociadas al Plan Vigente, Ejecución Real y Plan Modificado (Fuente. CNH con información del As1gnatario)
180 150 120
90 60 30
1l 7 4
w Plan Vigente [2015-2029]
Comparativo - Actividad Física
174
15 -º~ ~ Q~
40
w Ejecutada - Real [2015-2017] ■ Plan Modificado [2018-2034]
Figura B. - Comparativo de las principales actividades flsicas asociadas al Plan Vigente. comportamiento Real y Plan Modificado (Fuente. CNH con información del Asigna/ario)
los cuales se han terminado 7 a la fecha. De los 4 pozos restantes, el primero está contemplado a iniciar perforación para finales de 2018, mientras los 3 pozos restantes, están contemplados subsecuentemente
En el Plan aprobado para la Asignación, se tenla planificado la perforación y terminación de 11 pozos, de ~
a perforar y terminar de a uno por afio hasta el 2021 .
La modificación al Plan consiste en la ejecución y distribución de la actividad ffsica a lo largo del tiempo, además de solicitar la aprobación de presupuesto para solventar el costo asociado al desarrollo del campo ,.,p \ Guaricha para incrementar el factor de recuperación final de aceite y gas. \1
La propuesta de modificación al Plan considera la perforación y terminación de 4 pozos, llevar a cabo 32 A reparaciones mayores, 34 reparaciones menores además de la construcción de 15 duetos, como ya se J mencionó. ¡ I ~ 1'
G J7
En la figura 9, se presenta el comparativo de los perfiles de producción de aceite, producción acumulada e inversiones del Plan Vigente respecto a las cifras reales ejecutadas en el periodo 2015-2017, y también respecto al Plan de Desarrollo Modificado de la Asignación a nivel Campo Guaricho.
16
14
Inicio del Plan
12
l 10
-----------· ----8 ----- ----------- - --~ Compromiso Mlnlmo de Trab ajo .0 Umlte §. Económico o 6 o
Vigencia Asignación
4
l 2
o
- Qo • Hlstónco Real ,.,.,✓,,✓-/✓, Qo • Plan ModlÍIC8do - Costo Total . Real Dólares
- Costo Total · Plan Vigente (RO) Dólares - Costo Total - Plan Modmcado Dólares - Oo • Plan Vigente (RO]
- - - Np - Plan Vigente (RO] - - - • Np • Plan Modificado - Np • Histórico Real
Figura 9.- Perfiles de Produccíón de Aceite, Acumulada y Costo Total Asociados al Campo Guaricha (Fuente CNH con informacíón del Asígnatario)
90
80
70
~ ., 60 :::,
E §.
50 ~ o 1-o -.; o u
40
30 :¡;-E §. Q.
20 z
10
o
El volumen por recuperar de aceite del campo Guaricho a lo largo del periodo 2018-2034 para el Plan Modificado, incrementa en 5.05 mmb de aceite respecto al volumen a recuperar del Plan Vigente. Si bien el Asignatario considera que la producción de aceite podrá continuar posterior a la vigencia de la Asignación, éste deberá solicitar a la Secretaria de Energ la y a la Comisión a más tardar ciento ochenta dlas naturales antes de concluir la vigencia de dicha Asignación, en los términos establecidos en el Título Cuarto de la misma.
Volumen por Recuperar [mmb]
Plan Viaente Periodo [201 8-20341 5.08 Plan Modificado Periodo [2018-2034] 10.13
Diferencia +5.05 Tabla 6.- Comparativo de Volumen por Recuperar de Aceite para el Penado {2018-2034]
(Fuente· CNH con datos del As,gnatario)
t
Variación [%]
0.0% +99.4%
14
12 Inicio del Plan
10
8
'Q" u -Q. -E 6 §.
"' o
4
- - -- - ---- --------_.,,. Limite
Económico Compromiso Mlnlmo de
Trabajo
90
80
70
60
50
40
30
'Q" ., ::,
E §.
i g ., o o
& E E
20 §.
2
o
- Qg • Hls16nco Real ,,,,,,✓,✓,,, Qg • Plan Modrflcado - Costo Total • Real DOiares
- Costo Total• Plan Vrgenle (RO) Dólares - Costo Total . Plan Modrfocado Dólares - Qg • Plan Vrgente [RO]
- Gp • Hrslónco Real - - - - Gp • Plan Vrgente (RO] - - Gp • Plan ModrflC8do
Figura 10. Perfiles de Producción de Gas. Acumulada y Costo Total Asociados al Campo Guaricha (Fuente: CNH con información del As,gnatario)
10
o
Q. (!)
El volumen por recuperar de gas en el campo Guaricha a lo largo del periodo 2018-2034 para el Plan Modificado, incrementa en 3. 76 mmmpc de gas respecto al volumen a recuperar del Plan Vigente. Si bien el Asignatario considera que la producción de gas podrá continuar posterior a la vigencia de la Asignación, éste deberá solicitar a la Secretaría de Energía y a la Comisión a más tardar ciento ochenta días naturales antes de concluir la vigencia de dicha Asignación, en los términos establecidos en el Título Cuarto de la misma.
Volumen por Recuperar [mmmpc) Plan Vigente Periodo [2018-2034] 7.19
Plan Modificado Periodo [2018-2034] 10.95 Diferencia +3.76
Tabla 7.- Comparativo de Volumen por Recuperar de Gas para el Periodo (2018-2034) (Fuente CNH con información del Asígnatario)
Variación [%)
0.0% +52.2%
Las figuras 11 , 12 y 13, muestran un comparativo respecto al número de pozos y las tasas de producción de aceite por pozo y producción de gas por pozo real-ejecutado, versus la información presente en la solicitud de Modificación al Plan, respectivamente.
j !. il 0
Q,
&
42 39
36 33
30 27 24
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- No. Pozos Perforados - Real - - No. Pozos Perforados - Pronostico
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Compromiso Mlnimo de Trabajo __ , -
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- No. Pozos Operando • Real
Limite Económico
Vigencia Asignación
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Figura 11 - Número de Pozos Peñorados y Operando: Real-Ejecutado vs Plan Modificado (Pronostico) Asociados al Campo Guaricha (Fuente· CNH con información del Asigna/ario)
1 4
1.2
1.0
Inicio del Plan 08 Limite
Económico Compromiso Mlnlmo de
06 Trabajo Vigencia
l Asignación
0.4
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o.o .., e'; "' :g ,._ (X) m o N .., .... "' <O ,._ (X) m o ¡:;¡ N .., .... "' <O ,._ (X) m o M N .., ,; o o o o o o o o o ~ ~ o o o o o N N N N N N N N N .., .., .., .... o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N
• Qo/Pozo Perforado - Real Qo/Pozo Operando - Real
• Qo/Pozo Perforado - Pronostico ■ Qo/Pozo Operando - Pronostico
Figura 12.- Tasa de Producción de Aceite por Pozo Perforado y Operando: Real-Ejecutado vs Plan Modificado (Pronost,co) Asociados al Campo ~ Guancho
(Fuente. CNH con información del Asigna/ario)
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1 4
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■ Qg/Pozo Operando • Pronostico
N (') (') (') o o N N
Limite Económico
~ o .... o o N N
Figura 13.· Tasa de Producción de Gas por Pozo Perforado y Operando: Real-Ejecutado vs Plan Modificado (Pronostico) Asociados al Campo Guaricho
(Fuente: CNH con información del Asigna/ario)
El Plan Vigente fue aprobado por la Comisión en Ronda Cero con un monto de inversión por 987 millones de pesos para el periodo 2015-2029, y durante los años 2015, 2016 y 2017 el Asignatario ejerció 1,690.41 millones de pesos en este rubro.
• Inversión [mmpesos) Variación [%] Plan Vicente Periodo [2015-20291 987.00 0%
Eiecutado-Real Periodo 12015-20171 1,690.41 +71 .27% Diferencia +703.41
• Incluye Operacional y Estratégica Tabla 8.- Comparativo de Inversión Plan Vigente Periodo (2015-2029] vs Ejecutado-Real Penodo (2015-2017] en millones de pesos.
(Fuente· CNH)
• Inversión [mmusd] Variación [%] Plan Vicente Periodo 12015-20291 73.76 0%
Ejecutado-Real Periodo (2015-2017] 106.60 +44.52% Diferencia +32.84
• Incluye Operacional y Estratégica Tabla 9.- Comparativo de Inversión Plan Vigente Periodo (2015-2029] vs Ejecutado-Real Penodo (2015-2017] en mi/Iones de dólares americanos
(Fuente. CNH)
En cuanto a los Gastos de Operación presentados para el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, en el periodo 2015-2029 suman 994 millones de pesos, de los cuales, durante los años 2015, 2016 y 2017 el Asignatario ejerció 673.13 millones de pesos en este rubro.
Gatos de Operación Variación [%] .CmmD&Soa]
Plan ViQente Periodo (201 5-20291 994.00 0% Ejecutado-Real Periodo (2015-2017] 673.13 -32.28%
Diferencia -320.87
Gastos de Operación Variación rkJ [mmusdl
Plan V iaente Periodo 12015-2029] 74.29 0% Ejecutado-Real Periodo 12015-20171 41 .59 -44.01%
Diferencia -32.70 Tabla 11 • Comparativo de Gastos de Operación Plan Vigente Periodo (2015-2029) vs E¡ecutado-Real Penado (2015-2017) en millones de dólares
americanos. (Fuente: CNH)
Finalmente, el costo total del plan para el periodo 2015-2029 fue aprobado por 1,981 millones de pesos, y durante los años 2015, 2016 y 2017 el Asignatario ejerció 2,363.54 millones de pesos.
Costo Total [mmpesos] Variación [%]
Plan Vigente Periodo 12015-20291 1 981 .00 0% Ejecutado-Real Periodo [2015-2017] 2,363.54 +19.31%
Diferencia +382.54 Tabla 12 - Comparativo de Costo Total Plan Vigente Penado (2015-2029) vs E¡ecutado-Real Penado (2015-2017) en millones de pesos
(Fuente. CNH)
Costo Total [mmusd] Variación [%]
Plan Vigente Periodo 12015-2029] 148.05 0% Ejecutado-Real Periodo [2015-2017) 148.19 0.10%
Diferencia +0.14 Tabla 13.- Comparativo de Costo Total Plan Vigente Penado (2015-2029) vs E¡ecutado-Real Penado {2015-2017) en millones de dólares americanos.
(Fuente: CNH)
El costo total del Plan de Desarrollo para la Asignación considera el costo total real ejercido en los años 2015, 2016 y 2017, además del costo total del Plan Modificado para el periodo 2018-2034, es decir, el periodo 2015-2034 el cual se muestra en las siguientes tablas.
Patodo CollOlplo c.. --2015-2017 Inversión - Real Pesos 1,690.41 2015-201 7 Gastos de Operación - Real Pesos 673.13 2018-2034 Inversión - Plan Modificado Pesos 2,065.50 2018-2034 Gastos de Ooeración - Plan Modificado Pesos 933.13
Costo Total 5 362.16 Tabla 14 - Costo Total del Plan de Desarrollo para la Asignación A-0145-M-Campo Guancho en millones de pesos
(Fuente: CNH con información del Asigna/arfo)
Patodo Conc■pllO CoalD -
2015-2017 Inversión - Real Dólares 106.60 2015-2017 Gastos de Ooeración - Real Dólares 41 .59 2018-2034 Inversión - Plan Modificado Dólares 110.45 2018-2034 Gastos de Operación - Plan Modificado Dólares 49.90
Costo Total 308.55 Tabla 15.- Costo Total del Plan de Desarrollo para la Asignación A-0145-M-Campo Guancho en millones de dólares americanos e()
(Fuente: CNH con informactón del As1gnatano) \ \
$5,750
$5,500
$5.250 $5,000
$4,750
$4,500
$4,250
$4,000 $3,750
$3,500 ., $3,250 o $3,000
i S2,750 E S2,500 E
$2250
$2,000
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$1 ,500
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Limite Económico
Compromiso Mlnlmo de - -Trabajo - ~ --- •
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- Costo Total • Plan Vigente (RO) Pesos
- Costo Total . Plan Moddicado Pesos
- Costo Total . Plan Modificado Dólares
- - Costo Total (2015-2034) • Pesos
- - costo Total (2015-2034) . Dóh..-es
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Vigencia Asignación
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- Costo Total • Real Pesos
o ... o N
- Costo Total • Plan Vigente (RO] Dólares
- Costo Total • Real Dólares
- - Costo Total [2018-2034] • Pesos
- - Costo Total (2018-2034) • D61ares
$325
$300
S275
$250
$225
$200 ,, ., S175
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$150
$125
S100
S75
$50
$25
$0
Figura 14.· Perfiles de Costo Total y Costo Total Acumulado: Plan Vigente vs Real-Ejecutado vs Plan Modificado Asociado al Campo Guancho (Fuente. CNH con información del Asigna/ario)
Los detalles respecto a la conversión de divisas y paridad pesos mexicanos-dólares de Estados Unidos utilizados se presentan en el apartado j) Evaluación Económica de este Dictamen.
Por tanto, el comparativo entre el Plan Vigente aprobado y el Plan con las modificaciones propuestas, se tiene por cumplido con la presentación por parte del Asignatario, del Plan de Desarrollo conforme al contenido integral del Anexo II de los Lineamientos.
e) Producción de agua en el Área de Asignación
A partir del año 2010 se registró un incremento en el costo total de extracción debido a la disminución de la producción del campo ocasionada por la irrupción de agua en los pozos productores. La producción de agua se ha incrementado debido al avance natural del contacto agua aceite, principalmente en el yacimiento Plioceno del bloque Principal, como lo ha manifestado el Asignatario.
Dentro de las actividades propuestas del Plan modificado, el Asignatario contempla continuar con la perforación direccional de pozos tipo "S", la apertura de intervalos productores mediante pistolas de alta penetración, reparaciones mayores como cementación forzada y cambio de intervalo, reparaciones menores como cambios de aparejo y conversión e implementación de sistemas artificiales de producción (SAP's) como bombeo neumático (BN), bombeo neumático asistido con motocompresor a boca de pozo (BN-MTC), bombeo hidráulico tipo jet (BHJ), implementación de bombeo mecánico (BM) y optimización de la infraestructura superficial. · X
16
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Figura 15 - Histórico de p roducción promedio anual de Aceite y Agua del Campo Guarlcho 2003-2018. (Fuente. CNH con información del Asigna/arlo)
f) Pozos Peñorados y Pozos a Peñorar
En total, la Asignación cuenta con 39 pozos perforados desde la superficie de la Asignación. Existen 3 pozos taponados de forma definitiva ya que resultaron improductivos, dichos pozos están dentro de la Asignación, sin embargo el objetivo geológico a nivel subsuelo pertenece a otros campos (Arroyo Prieto-19, Arroyo Prieto-4 y Coyolcali-1 ). Por lo que refiere al campo Guaricha, se tienen 36 pozos perforados.
A enero de 2018 se tienen 14 pozos productores, 21 pozos cerrados y 1 pozo taponado de manera temporal. En la siguiente tabla se muestra información general del estado de pozos de la Asignación.
Estado de Pozos Campo Guarlcho Número
Aceite/Gas - Fluventes 4
Aceite/Gas - SAP 10
Cerrados - Con posibilidades de extracción 9
Cerrados - Sin posibilidades de extracción 12
"Taponados 1
Inyectores Agua Congénita o
Total 36
Taba/ 16.- Estado general de pozos a enero de 2018 en la Asignación (Fuente· CNH con información del Asignatarlo}
'Taponado de manera temporal
Debido a la declinación de presión del yacimiento y a la irrupción del agua, el Asignatario ha recurrido al Bombeo Neumático como Sistema Artificial de Producción preferente. A enero de 2018 se cuenta con la producción de 14 pozos, 3 operando con Bombeo Neumático convencional, 3 con Bombeo Neumático con motocompresor, 3 con Bombeo Hidráulico tipo Jet, 1 con Bombeo Mecánico y solo 4 pozos fluyen con energía propia.
~ A continuación, se muestra en la siguiente tabla el listado de los 36 pozos perforados correspondientes al ~ campo Guaricha clasificados por tipo de trayectoria: ~ 777 ! $ ¡'~
G
Tipo l "J" Guaricho-1 Guaricho-2 Guaricho-3 Guaricho-4 Guaricho-6 Guaricho-8 Guaricho-10
Tipo l "J" Guaricho-12 Guaricho-13 Guaricho-21 Guancho-23 Guaricho-202 Guaricho-204 Guaricho-205
Tipo l"J" Guaricho-206 Guaricho-301 Guaricho-303 Guaricho-304 Guaricho-502 Guaricho-2020 Guancho-2040
Tipo l"J" Guaricho-240 Guaricho-90
Tipo ■ "No Gumlcho-24 Guarlctlo-5 Guark:ho-9 Convencional" Tipo 111 "S" Guaricho-501 Guancho-503 Guancho-504 Guaricho-505 Guancho-506 Guaricho-508 Guancho-509 j Tipo 1H "S" Guaricho-51 O Guaricho-511 Guaricho-512 . . Tabla 17.- Clas1ficac1ón de los 36 pozos, por pozo Tipo en la Asignación
(Fuente: CNH con información del Asigna/ario)
El Asignatario tendría contemplado aplicar la trayectoria Tipo 111 "S" para las 4 localizaciones propuestas.
Localización propuesta Ubicacion Coordenadas UTM
Guaricho-507 421 ,146.0 I 1 983 793.0 Guaricho-513 421 ,207.3 I 1,984,191.6 Guaricho-514 420 824.0 I 1 983 800.0 Guaricho-515 421,019.0 I 1,983,996.0 Tabla 18 - Ub1cac1ón de /ocahzac1ones de pozos propuestos en la As1gnac1ón.
(Fuente. CNH con información del Asigna/ario)
El Plan aprobado para la presente Asignación, contemplaba la perforación de 11 pozos, de los cuales ya se han terminado 7 a la fecha. En la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo, el Asignatario plantea la perforación de 4 pozos con objetivo Mioceno. La perforación de cada pozo en promedio se realizará en 62 días, la terminación en 12, y el movimiento de equipos en 15. La siguiente tabla muestra en qué fecha se concluyó con las actividades de perforación de los últimos 7 pozos, así como los próximos a perforar como parte de la solicitud de modificación al Plan.
Pozos Objetivo
Guaricho-509 -Inicio de
Perforación
14/12/2014
Fin de Perforación
05/03/2015
Notificación
NA NA NA
NA Pendiente
Pendiente t--+--------+----t-----------------t--------,--------1 Pendiente ~
Pendiente ..__,__ ______ _.._ _ __,r:=-ac-bl,..a-1L9.-- '=po_z_o_s..:.pe_rto-=-ra-d,..os_y_a _pe_rli.,.o_ra_r_e_n .,.la_A,..s.,.ig .... na_ci..,.·ó,..n ____ ....... _____ __,
(Fuente. CNH con mformac1ón del Asigna/ario) ºExiste una Solicitud de Autorización de Perforación del Pozo npo Guarícho-507 ingresada a esta Comisión en septiembre de 2017 mediante Oficio 20170917 PEP-DG-SAPEP-GCR-961-2017. el cual fue autorizado por parte de la Comisión en noviembre del mismo al'\o y actualmente tiene estatus vf d•ood=do. --r,,-
7 \1 't..
t -~ r
g) Reparaciones a pozos
El Asignatario determino los siguientes tipos de reparación debido de las condiciones de invasión de agua que se presentan en los intervalos productores del campo Guaricho:
Reparaciones Mayores (RMA)
• Cementación forzada para la exclusión de agua en intervalos abiertos y aislamiento con retenedor, por la cantidad de arenas y por su extracción, se realiza en dos o más etapas, posteriormente se dispara un nuevo intervalo superior; el aparejo de producción es de 2 7/8" puede ir acondicionado para BN o BHJ.
• Cementación forzada para la exclusión de agua en intervalos abiertos para posteriormente redisparar el mismo intervalo con oportunidades de producción o en su defecto disparar zonas nuevas; el aparejo de producción es sencillo selectivo equipado con doble empacador y camisa entre empacadores para producir intervalos intermedios, el aparejo de producción es de 2 7/8" el cual puede ir acondicionado para BN o BHJ.
• Cementación forzada a los intervalos abiertos y posteriormente disparar un nuevo intervalo superior; el aparejo de producción es de 2 7/8" sencillo, puede ir acondicionado para BN.
• Cementación forzada a los intervalos abiertos superiores y aislarlos entre empacadores o utilizando un parche mecánico para la TR posteriormente disparar un nuevo intervalo inferior; el aparejo de producción es de 2 7/8" sencillo selectivo, puede ir acondicionado para BN.
Reparaciones Menores (RME)
Las reparaciones menores consisten en conversiones y cambios de aparejo de producción a BN o por cambio de aparejo de producción por problemas mecánicos dentro del pozo. En este tipo de reparaciones se puede incluir la limpieza interna al revestimiento de los pozos.
Taponamiento
En la modificación al Plan de la Asignación se tiene el programa de taponamiento definitivo para 36 pozos perforados al 2017 y los 4 pozos que se contemplan perforar a partir de 2018 una vez que la vida útil de los mismos concluya, por lo que dicho programa tiene cobertura más allá de la vigencia de la Asignación, dando un total de 40 pozos para taponar.
h) Tecnologías a utilizar
La Asignación Guaricha tiene diversos retos tecnológicos en los que ya se trabaja actualmente, con la finalidad de producir hidrocarburos de manera eficiente:
Generación de atributos sísmicos e inversión; Caracterización estática y dinámica de yacimientos mediante el apoyo de modelos geocelulares 3D y simulación; Monitoreo de presión y temperatura mediante tomas de información (Registro de pruebas de Presión-Producción, Registro de Saturación de Fluidos, Registro de Presión de Fondo Fluyendo Registro de Presión de Fondo Cerrado, Registro Presión-Temperatura, Ecómetro, Registro de producción); Análisis convencional de núcleos (se tiene en programa durante la perforación del pozo Guaric -507);
t
Optimización de sistemas de producción, diagnóstico para el control de agua y análisis nodal; Medición de producción mediante equipos portátiles; Instalación de estranguladores de Fondo; Control de depósitos tipo orgánico; Medición estática con cinta metálica para tanques de almacenamiento de aceite; Uso de Medidores de presión diferencial con elemento primario tipo placa de orificio, utilizado en la estación de compresión de gas; cada equipo de compresión cuenta con su medidor de flujo multivariable a la descarga y para el gas combustible; Medición convencional para separación de fases y medición de la salida de gas y líquido; Medición multifásica directamente a boca de pozo; Medición en tiempo real de la producción bruta y neta dentro de la Planta Deshidratadora La Venta de la corriente Ogarrio-Bacal; Medición electrónica del gas húmedo dulce en el Centro Procesador de Gas La Venta. Utilización de transmisores electrónicos de presión diferencial, presión estática y temperatura para cada uno de los sistemas; un computador de flujo y un cromatógrafo en línea para analizar la corriente del gas húmedo dulce proveniente de otros campos de producción de PEP; Análisis de muestras de hidrocarburos en laboratorio; Perforación direccional de pozos y apertura de intervalos productores mediante pistolas de alta penetración; Monitoreo en tiempo real durante la perforación y toma de registros geofísicos (Arreglo InductivoRayos Gamma, Neutrón Compensado-Litodensidad-Rayos Gamma, Desviación y calibración orientado, Registro Sónico Dipolar, Resistividad-Rayos Gamma, Sónico de Cementación); Implementación de SAP's (BN, BN-MTC, BHJ y BM)
i) Análisis Técnico de la Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo
De acuerdo con la información analizada, el Asignatario tiene bien delimitada el área del yacimiento principal en el Plioceno, así como sus principales intervalos productores. Este yacimiento se encuentra almacenado en areniscas del Terciario que presentan una estructura compartamentalizada con alternancia entre arena y arcilla.
Dicho yacimiento ha entrado en una etapa avanzada de extracción debido a los altos factores de recuperación alcanzados, los cuales actualmente están cerca del 42. 75 % de aceite y 50.1 O % de gas respectivamente, durante un periodo de 14 años desde el inicio de la extracción.
El mecanismo de empuje se debe a la expansión de un acuífero asociado, el cual suministra la energía necesaria para propiciar el movimiento de fluidos del yacimiento hacia el pozo.
La presión de este yacimiento está declinando y el movimiento natural del acuífero propicia que el avance del contacto agua-aceite vaya aumentando, lo cual origina el abandono de algunos intervalos, ya que es necesario efectuar reparaciones mayores para subir y producir en el intervalo siguiente.
El comportamiento de presión muestra muy baja disminución en función del tiempo y el volumen producido, el cual es aproximadamente 0.62 Kg/cm2 por cada millón de barriles producidos. Dicho comportamiento de presión para este yacimiento se observa inclusive mejor que el comportamiento teórico que existe en la literatura petrolera, si se compara con todos los mecanismos de empuje para yacimientos de aceite respecto al factor de recuperación y la declinación de presión. No obstante, la presión de este yacimiento está a solo 1 O Kg/cm2 de alcanzar la presión de saturación para empezar a liberar gas.
En lo que corresponde al yacimiento Mioceno [G-501 ], se podría considerar como un yacimiento en etapa de extracción temprana debido a los bajos factores de recuperación alcanzados, los cuales actualmente están cerca del 13.23 % de aceite y 13.92 % de gas respectivamente, en un periodo de 8 ~ I
inicio de la extracción.
0 ? I '77/ '((
El mecanismo de empuje para este yacimiento se debe a la expansión roca-fluidos en combinación de gas en solución.
El comportamiento de presión también disminuye en función del tiempo y el volumen producido, aunque de una manera más pronunciada a razón de aproximadamente 44.35 Kg/cm2 por cada millón de barriles producidos, mismo que también se observa mejor que el comportamiento teórico antes mencionado. Para este yacimiento, la presión actual se encuentra por debajo del valor de la presión de saturación, por lo que ya está liberando gas.
La siguiente figura muestra el comportamiento teórico de los mecanismos de desplazamiento existentes en los yacimientos de aceite, y el comportamiento presentado por los yacimientos de la Asignación; el grafico muestra el factor de recuperación en porcentaje vs el porcentaje de la presión actual respecto a la inicial de cada yacimiento.
100.00
90.00
80.00
70.00
~ 60.00
ii:: _ 50.00 c.,
~ 40.00 Q.
30.00
20.00
10.00
Mecanismos de Empuje - Comparación Guaricha ....... · ·-
20.00 40.00 60.00
- orene Gravijacional
- Empuje Hidráhullco
- Expansión Capa Gas
- Expansión Gas en Solución
-Expansión Roca-Fluidos
• Yacimiento - Guaricha Plioceno
• Yacimiento - Guaricha Mioceno [G-501}
80.00
Factor de Recuperación Aceite[%] Figura 16.- Mecanismos de empuje del yacimiento Plioceno y Bloque Mioceno (G-501) Asignación
(Fuente. CNH con información del Asigna/ano)
Las localizaciones a perforar se encuentran en el Bloque G-501 del Mioceno, y están sustentadas por análisis de Balance de Materia así como un estudio integral para la incorporación de nuevas áreas en el que se utilizó sísmica, geología estructural, estratigrafía, sedimentología, física de rocas, petrofísica e ingeniería de yacimientos. La formación Mioceno, es donde serán perforadas las 4 localizaciones restantes para el periodo 2018-2034.
La producción de hidrocarburos se realiza principalmente por medio de SAP"s, debido a que el sistema de producción requiere energia adicional para poder mover los fluidos desde el fondo del pozo hasta la o/ superficie, actualmente de los 14 pozos que el Asignatario tiene abiertos, 10 fluyen con SAP y los 4 restantes fluyen con energía propia. No obstante, se observa que en la actualidad el Asignatario está produciendo más agua que aceite, líquido que es más denso, por ende, más pesado y por lo tanto demanda más energía para realizar el levantamiento, lo cual indica que existe un costo asociado que está excediendo. 777
Las situaciones criticas que se han identificado y que podrlan influir significativamente en la producción '(., \,_
de aceite y gas del campo deberán ser controla~as
2
:n :n contexto ; pera¡' y están;¡¡¡ ~ ~
por el aumento desproporcionado de la producción de agua lo cual está causando la disminución de la productividad de hidrocarburos en el largo plazo. Estas situaciones se engloban a manera de resumen:
Avance del contacto agua-aceite en el yacimiento Plioceno del campo Guariche por la actividad del acuífero asociado Problemas operativos durante la perforación y terminación de los pozos Posible canalización y filtración en tuberías y empacadores por mala cementación Probable surgencia del gas disuelto en el aceite correspondiente al yacimiento Plioceno debido a la cercana entrada a la etapa de saturación de gas por declinación de presión.
De menos de 1.0 miles de barriles por día (en adelante, mbd) de agua en 201 O, el campo comenzó a producir hasta 4.0 mbd de este líquido en 2016, lo cual ha incrementado en la actualidad hasta casi 5 mbd; la mayor producción promedio anual de aceite se observa durante el año 2012 por 14.37 mbd, y la mayor producción promedio anual de gas en 2011 por 11 .88 mmmpc con el máximo número de pozos operando entre 2010 y 2012.
Se observa que el comportamiento de la presión y el mecanismo de desplazamiento en el yacimiento Plioceno fue muy bueno hasta hace unos años, pero la eficiencia de barrido ocasionada por el empuje del acuífero ha dejado de ser "buena" para convertirse en un problema.
Con el objeto de poder comparar el esquema de desarrollo, así como el desempeño del campo, se realizó una búsqueda en cuanto a características de presión, temperatura, litologla e hidrocarburos producidos de varios campos análogos. De acuerdo con la información del campo Guariche, se real izó un comparativo a nivel internacional para evaluar variables, tales como costo total y pronóstico de producción. A continuación, se presenta la siguiente tabla con los parámetros considerados para el comparativo internacional.
Pala Campo Tipo de Hldl"OCalburo Claslflc:aclón Tipo de Aceite Reserva Remanente (mmbpce)
Yemen Howarime PSC Aceite y gas Terrestre Mediano y ligero 10 Gabón Atora Aceite y gas Terrestre Mediano y ligero 10.06 México Guaricha Aceite y gas Terrestre Mediano v ligero 10.13 Rusia East Shaltinskoye Aceite y gas Terrestre Mediano y ligero 10.63
Geor-g_ia Ninotsminda Aceite y gas Terrestre Mediano v licero 10.75 Tabla 20.- campos tomados para el romparatlvo mtemac,onal
(Fuente. CNH con base de datos mtemacionales e información del Asigna/ario)
Las figuras 17 y 18 muestran el comparativo de los costos totales y el pronóstico de producción de la Asignación con los campos análogos internacionales respectivamente. Se observa que el costo total de la Asignación pronosticado por el Asignatario se encuentra dentro de los menores; asimismo, se aprecia que los pronósticos de producción de aceite tienen un comportamiento similar al de otros campos de otros palses.
1,400
~ 1.200 :, E 1,000 .S 800 -¡¡:¡ ;§ 600 _g 400 (/)
o 200 (.)
o
Comparativo: Análogos Internacionales
21 .30 111 11 East Shaltinskoye Guaricho Ninotsminda Howarime PSC
Figura 17 - Comparativo mtemacional de Costo Total (Fuente: CNH con base de datos intemac,onales e información del Asígnatario)
t
=s .o .s ~ .8 ni e: -o
20
18
16
14
·g 12 +-------jf--f---"1\-------+---------------------:::, e ci 10 +------+-+------"""1----- - -------------------Q) -o 8 8 +------ff-------Y'-- -4-- +.«'--+----------------~ -o e ª a.
2000
- Howarime PSC
2005 2010
- East Shaltlnskoye
2015
- Ninotsmlnda
2020 2025
- Atora
Figura 18.- Comparativo mtemacíona/ de Pronósticos de Producción (Fuente: CNH con base de datos íntemac,onales e información del Aslgnatario)
2030
- Guariche
Con base en la evaluación de costos y de la producción de aceite realizada por esta Comisión, se concluye que el campo Guaricha es competitivo a nivel internacional; no obstante, se recomienda analizar la factibilidad de optimizar el ritmo de declinación, y seleccionar e implantar el mecanismo de recuperación más adecuado para las condiciones de cada yacimiento, para mejorar la rentabilidad del proyecto.
j) Evaluación Económica
La opinión económica de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación considera los siguientes conceptos:
A. Variación del monto de inversión del Plan de Desarrollo vigente respecto a la Solicitud
de modificación al Plan de Desarrollo
El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2029, puesto que éste fue el último año del periodo considerado en Ronda Cero.
• El Plan de Desarrollo vigente de la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha considera para el periodo 2015-2029 una inversión total de 148.05 millones de dólares: 73.76 millones de ellos en Inversión y los restantes 74.29 en Gastos de Operación1•
• El Asignatario manifiesta que erogó en el periodo 2015 a 2017 un total de 148.19 millones de dólares, 106.60 de Inversiones y 41 .59 en Gastos Operación.
777
~ , Todos los mooto, sen,t,dos '" est, oploióo se pmseot,o '" dO~m, del 2018c lo, pesos'" cad, caso'""'"''ª""" ~ -t esa fecha, y posteriormente se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo anterior, para poder realizar los
comp,ratl,o, ""ª''°'"'"'"·
0 ~ t - ' · t
• PEP propone erogar un monto de 155.48 millones de dólares para el periodo 2018-2029: 57.83 millones de dólares de Gastos de Operación y 97.65 millones de dólares de inversión2, éste último monto, considera la totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto.
Lo anterior, como se muestra en la siguiente figura, significa un incremento del 105.12%, respecto de lo originalmente propuesto en Ronda Cero3.
148.05
Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Ronda Cero vs. Modificación
(millones de dólares)
Incremento 105.12%
303.67
Modificado 15548
A 5 • 148..19
Plan vigente Realizado+ Modificación
Figura 19.- Comparativo de Inversiones totales y Gastos operativos de Ronda Cero respecto a lo erogado por el Asígnatario en el periodo 2015-2017 mlls la Modificación al Plan en el penado 2018-2029 (millones de dólares) considerando la totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el
proyecto (Fuente· CNH con información del Asigna/ario)
Así, la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo actualiza lo dispuesto en el artículo 40, fracción 11, inciso h) 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.
B. Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de
Desarrollo
En esta sección se considera un horizonte de tiempo a 2034, es decir hasta la vigencia de la Asignación.
En la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2018 con una inversión de 107.73 millones de dólares (sin considerar Abandono) y 49.90 millones de dólares en Gastos de Operación, ambas hasta 2034, año de fin de la vigencia de la Asignación; y 2. 73 millones de dólares para la totalidad de la Actividad de Abandono de todo el proyecto4 .
2 De esta cifra, 94.92 millones de dólares corresponden a inversión en el periodo 2018-2029; y 2.73 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo hasta 2040. Se considera el total del monto de abandono (a 2040), en virtud de la obligación que tiene PEP de realizar tal actividad independientemente del periodo a considerar. 3 En virtud de que el total de inversión a erogar en Ronda Cero llega a 2029, el comparativo se realiza considerando inversiones y gasto operativo hasta tal año. Por lo que no se consideran 26.41 millones de dólares correspondientes a los años restantes de la r ~ ~igencia de la Asignación, es decir de 2030-2034. , vt " s, coaside,a el total del mooto de abaodooo (a 2040), '" ,irt,d de la ob!Oao!Oo q,e tlooe el Aslgoata1lo do <eall~
lrnlopeodleotomoote del pe,lodo a coosldora,.
0 ~ j
El Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo presentada por el Asignatario, desglosado por Actividad y Sub-actividad Petroleras, se presenta a continuación, esto de conformidad con lo establecido en los Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los Contratos y Asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos; de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamientos de Hacienda).
Producción
71.96%
Abandono
2.47%
Figura 20.- Distribución del Programa de Inversiones por Actividad Petrolera J 110.45 mi/Iones de dólares (Fuente CNH con la Información del Asigna/ario)
Actividad Sub-actividad Total (millones de dolares)
Construcción Instalaciones 8.72 Desarrollo General 3.95
Perforación de cozos 15.58 Construcción Instalaciones 15.23 Duetos 9.02 General 9.89
Producción Intervención de cozos 18.64 Operación de Instalaciones de Producción 24.34 lnQeniería de Yacimientos 0.30 Seguridad, Salud y Medio Ambiente 2.06
•Abandono Desmantelamiento de Instalaciones 2.73 Total Inversión (2018-2034) 110.45
..,Total Gastos de Operación (2018-2034) 49.90
Costo Total 160.35 ..
Las sumas pueden no comc,d,r con los totales por cuestiones de redondeo *La Actividad de Abandono considera los gastos propuestos para la totalidad del proyecto, es decir, el periodo 't ~~~ ~ •~En su solicitud, el Asigna/ario reportó un gasto de 21.53 MMUSD por concepto de "Reserva Laboral", dicho \ 1 r monto no se consideró en esta descripción del Programa de Inversiones. ~
Tabla 21.- Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (millones de dólares)
~~" ~H~~ • ~:•~ dWA~~ f . • •
C. Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de modificación
Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente con las actividades propuestas y estuviera presentada de conformidad con lo establecido en los Lineamientos 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 regallas en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos; de la Secretaria de Hacienda y Crédito Público.
D. Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo
PEP presentó la evaluación económica correspondiente al proyecto propuesto en su solicitud de modificación. Al considerar las premisas propuestas por PEP para la alternativa de desarrollo seleccionada (con un horizonte de tiempo de 2018 a 2034, es decir hasta la vigencia de la Asignación) de producción, costos e inversiones, y al realizar la evaluación económica del proyecto, la Dirección General de Evaluación Económica y Estadística de la Comisión, obtiene los siguientes resultados considerando un precio de 60 dólares por barril y 3 dólares por millar de pies cubico:
Indicador
VPN 1mmUSD1
TIR
VPI 1mmUSD¡
VPNN PI
Antes Impuestos
264.53
Indeterminada
3.55
Después Impuestos
20.72
50.12%
0.28 Tabla 22 - Indicadores económicos obtenidos a partir de las premisas e información de PEP
(Fuente: CNH con la información presentada por el Asigna/ario)
A partir del análisis correspondiente a la evaluación económica, se observa que de las estimaciones propuestas deriva un proyecto rentable y económicamente viable, considerando lo establecido en los Títulos Tercero y Cuarto de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, en cuanto al régimen fiscal aplicable; como sin considerarlo.
k) Mecanismos de medición de la Producción de Hidrocarburos
Actualmente la Asignación, determina y asigna los volúmenes y calidad de los hidrocarburos basándose en la metodología de balance, presentada con el Séptimo Transitorio de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante LTMMH) donde son considerados como Puntos de Medición del Anexo 3 de los mismos.
Derivado de la solicitud de modificación al Plan y de conformidad con lo establecido en los artículos 42, 43 y 44, así como a los articulas 19, 23 de los LTMMH, la Dirección General de Medición llevó a cabo el análisis y revisión de la información presentada por PEP, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos.
Manejo y Acondicionamiento de la Producción
Las funciones principales de las instalaciones de la Asignación son la de recibir y separar la mezcla de gas y aceite proveniente de los pozos productores del Campo Guaricha con un promedio reportado hasta diciembre 2017, por 4.1 mbd brutos de aceite de 36 ºAPI y 4.0 millones de pies cúbicos día (en adelante, mmpcd) de gas, de 14 pozos abiertos a producción, como se mencionó anteriormente. Los pozos del campo están distribuidos en 6 macroperas de donde se recolecta la producción en el módulo de separación Guaricha.
El aceite pasa por solo una etapa de separación y después se envla hacia 8 tanques de almacenamiento con capacidad de 500 barriles para posteriormente, bombear este aceite hacia la batería Ogarrio 5 con
la flexibilidad de ser enviado al Centro Comerciiliz::ºí de Crudo ; (CC¡ loma~
Procesador de Gas La Venta (CPG La Venta) donde se mezcla con corrientes de aceite de otras Asignaciones.
El gas separado, pasa por una etapa de rectificación (recuperación de líquidos) se succiona mediante compresores para posteriormente, utilizar una parte (80% aproximadamente) ya como suministro de gas dulce que utiliza la red de BN para los pozos de los campos Guaricha, Ayocote, Arroyo Prieto y Ogarrio, y enviar la otra parte al CPG La Venta (20% aproximadamente) donde se une con la corriente de gas de otras Asignaciones para venta a Pemex Transformación lridustrial.
Peras guaricho Norte
. de S. Guaricho
Red deBN del Cnmpo Guaricha - M<'zda aceite / ¡¡as
Cas
- -le
- - ► Pendl<!nte * const ruir
www.pemex.com
8"0
6"0
~Guaricho
♦
Bat. Central
Red deBH del Campo Ogarrfo
.....
8"0 "
12"0
··•♦ ~•yocote ....
12"0
~ Ogarrio 5 CPGLV
Figura 21.- Manejo y proceso de los hidrocarburos provenientes del campo Guaricha. (Fuente Aslgnatario)
Medición de Aceite
Bat. Ogarrio
10"0
La Asignación cuenta con Puntos de Medición, medición del tipo operacional, referencial y de transferencia como se puede observar en la siguiente figura los cuales conforman los Mecanismos de Medición de la Asignación para aceite.
Cabezal periférico Arroyo Prieto
Batería de Separación La Central
Batería de Separación O¡¡arrio 2
Módulo de Batería de , ' Separación - - - - - - - ~eparaclÓn -
l Planta Oeshidratadora
La Venta
SM-901 PA - 900 -· -CCC
PALOMAS
-------------------------' ' - ; ' Guaricha O¡¡arrlo 5 Batería de
Separación Bacal
777
Medición Operacional
Medición de Transferencia
Medición de Referencia
Medición Fiscal ~ Figura 22.- Sistemas de medición fiscal, referencial. transferencia y operacional para aceite utilizados dentro y fuera de la As1gnac/6n j• .t...
{F¡ W :~¡laOO) JP / '--t.Yll-f---r- l1
La medición de pozos de la Asignación se realiza bajo el esquema de la medición convencional que utilizan la separación de fases y sistemas de medición de la salida de gas y líquido, o bien bajo la implementación de la medición multifásica, la mezcla (aceite-gas-agua) proveniente del área, la cual es enviada al módulo de separación Guaricha.
La medición de la Asignación se realiza mediante medición estática en tanques verticales en el Módulo de Separación Guaricha a nivel operacional para las corrientes de los pozos de Guaricha y Arroyo Prieto. La determinación del agua a nivel operacional se determina de dos maneras, la primera es mediante aforo del pozo hacia un tanque de medición de prueba, donde se alinea el volumen bruto del pozo al tanque, estas mediciones pueden ser parciales de 4, 6, 8, 12 y hasta 24 horas, se toma la medida inicial del tanque y la hora de inicio del aforo de pozo, se cierra la prueba de medición del pozo, se toma la lectura final de la medición con cinta metálica flexible colocando pasta la cual determina la emulsión (interface agua-aceite). La segunda forma es mediante medidores multifásicos los cuales miden directamente a boca de pozo las tres fases: el aceite, el gas y el agua.
Instalación Capacidad Nominal [barriles] Condición Operativa TV1 500 Operando TV2 500 Operando TV3 500 Operando TV4 500 Operando TV5 500 Operando TV6 500 Operando TV7 500 Operando TV8 500 Operando
Tabla 23 - Inventario de tanques del Módulo de Separación Guarlcho. (Fuente· Asigna/ano)
Una vez bombeada la corriente de aceite de la Asignación, esta llega a la caseta de medición dentro de la Planta Deshidratadora de La Venta donde se une a la corriente de Ogarrio-Bacal para medirse en conjunto mediante medidor tipo Coriolis, medición que es del tipo Referencial.
Ubicación Tipo da Cantidad Tamafto Incertidumbre Medidor Planta Deshidratadora La Venta Coriolis 2 N/O ± 0.45 % .. .. Tabla 24. - Tipo de Medidor utilizado en la Planta Desh1dratadora La Venta para med1c16n referencial .
(Fuente· As1gnatano)
La Planta Deshidratadora La Venta recibe en promedio 61 ,367 bpd de aceite bruto a 24 kg/cm2 y 54ºC que provienen de otras Asignaciones de PEP y Contratistas del Estado Mexicano, pertenecientes a la Ronda O y Ronda 1.3. respectivamente, así como el Contrato Integral de Exploración y Producción (CIEP) del Activo Integral de la Producción Bloque S04 (AIPB S04) perteneciente a PEP, en el Área Contractual Ogarrio. El sistema de medición de transferencia se encuentra conformado con elementos primarios de tipo ultrasónico. El aceite posteriormente es enviado hacia el CCC Palomas.
Ubicación Tipo da Medidor Cantidad Tamafto Incertidumbre Planta Deshidratadora La Venta Ultrasónico 2 N/S ±0.49 % y 0.45 % ..
Tabla 25 - Tipo de Medidor uliltzado en la Planta Deshidraladora La Venta para med,clón de transferencia . (Fuente Asigna/ario)
777
Una vez separados el aceite y gas en los cabezales de separación son enviados al Punto de Medición ubicado en el CCC Palomas, punto que comparte y cuantifica los volúmenes integrados de diferentes corrientes de hidrocarburos de distintas Asignaciones en el cual viene integrada la producción de la f Asignación correspondiente al Campo Guaricho, teniendo los siguientes sistemas de medie~
los siguientes G ~ t ¡( '-
Patfn Tipo de Medidor Cantidad Tamafto Incertidumbre PA-100 Ultrasónico 5 10" 0.22 % PA-200 Ultrasónico 4 8" 0.22 % PA-300 Ultrasónico 3 8" 0.22 % PA-500 Ultrasónico 4 6" 0.30 % PA-700 Ultrasónico 3 8" 0.30 %
PA-1700 Ultrasónico 3 8" 0.35 % Tabla 26.- Sistemas de Med1cfón ut1lfzados en el CCC Palomas para med1cfón fiscal
(Fuente. Asignatario}
Cabe resaltar que los sistemas de medición fiscal instalados en el CCC Palomas y a utilizar para la determinación del volumen de la Asignación Guariche son SM-100, 700, 1700. Estas tecnologías de medición están referenciadas a un estándar, por lo que el algoritmo de cálculo de estos Sistemas de Medición se rige bajo el estándar API MPMS 12.2.2. y son utilizados como Puntos de Medición para la Asignación.
Medición de Gas
La producción de Gas proveniente de la Asignación se maneja en el Módulo de Separación Guariche y la Estación de Compresión Guariche (EC Guariche}, para luego enviarse al Punto de Medición de CPG La Venta donde es procesado el Gas de la Asignación, puntos que comparten y cuantifican los volúmenes integrados de diferentes corrientes de gas de distintas Asignaciones. A continuación, se muestran los sistemas de medición fiscal, referencial y transferencia.
Cabezal Arroyo Prieto
Cabezal Guaricho
1 ,. .. ,. ,.
Estación de Compresión
; ; Guaricho
,. Módulo de
; ; Separación
; " Guaricho
Medición Operacional
Medición de Transferencia
PA-2016 CPG
: La Venta
----------•
Otras corrientes
Medición de Referencia
Medición Fiscal
Figura 23.- Sistemas de medíción fiscal, referencial, transferencia y operacional para gas utilizados dentro y fuera de la Asignación. (Fuente: As1gnatario}
Ubicación Tipo de Cantidad Tamafto Medidor Descarga de gas de la EC Guariche Placa de Orificio 1 N/S . . ..
Tabla 27 - Sistemas de Medición ut1llzado en la Estación de Compresión Guancho. (Fuente: Asignatario}
Incertidumbre
N/S
Pozos
u~nc o , Arroyo Prieto :
í ! ;Ytº~ f
L ~ 4-Bacal
1
' ' 1
Baterías
1 1 1
j=diJ RedBN
.....J
t t .. .. -.--------...--
BACAL 1
Ma!lallanes San Ramon Rodador 5 Presidentes Otates Rabasa Blaslflo
' ' M·MMéN
¡ 1iiJ -L di] . -------Patfn de medición PA-2015
K ___ ~o»• _s Ogarrio
t ·-·--- Red8N
Trampa de envio CUICHAPA
FE-101 FE-102 FE-103
Figura 24.- Diagrama de proceso de Gas para el campo Guaricha. (Fuente: Asignatario)
Una vez comprimidas y medidas las corrientes de Gas, son enviadas al CPG La Venta, el cual recibe en promedio 68. 709 mmpcd de gas a 38.5 kg/cm2 y 26ºC que provienen de otras Asignaciones de PEP y Contratistas del Estado Mexicano, pertenecientes a la Ronda O y Ronda 1.3. respectivamente, asi como el CIEP del AIPB S04 perteneciente a PEP.
En el CPG La Venta la medición electrónica del gas húmedo dulce se encuentra ubicada en el área de trampas oriente, la llegada de las líneas que transportan el Gas Húmedo Dulce del AIPBS04 cuenta con un sistema de recuperación de líquidos que consta de separadores de líquidos, filtro y almacenamiento de condensados, para acondicionar el flujo de gas para la medición fiscal (efectos de facturación); el sistema de medición cuenta con tres sistemas de medición, FE-101 , FE-1012 y FE-103, cada uno con fitting tipo senior de 12" 0 y placa de orificio como elemento primario.
Ubicación TAO Clnlftcacl6n Tipo de Incertidumbre Medidor Llegada al CPG La Venta MTCG-APCP-
Fiscal Placa de Orificio 0.59% CPGLV-P0-101
Llegada al CPG La Venta MTCG-APCP-Fiscal Placa de Orificio 0.97% CPGLV-P0-1012
Llegada al CPG La Venta MTCG-APCP-Fiscal Placa de Orificio 0.97% CPGLV-P0-103
. . Tabla 28.- Sistemas de Med1c16n CPG La Venta .
(Fuente: Asigna/ario)
En cuanto a las incertidumbres tanto de los sistemas de medición de aceite y gas presentados y que no cuentan con resultados de incertidumbre o bien exceden lo establecido en los L TMMH, el Asignatario presentó programas de actualización de incertidumbres con la finalidad de dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 38 para los Puntos de Medición, y para las mediciones de transferencia, referencia j 'ff y operacional se estimarán los valores asociados a los volúmenes medidos o bien a las variables que I' influyen directamente en la determinación de esteG ~ ¡ ~ • ~
Medición de Condensados
En cuanto a la medición de condensados el Asignatario manifiesta que, hasta el Módulo de Separación Guaricho, la determinación del volumen del condensado de la corriente de gas se realizará de manera teórica bajo el sustento de la norma API MPMS 14.5, para lo cual se utilizan los resultados de los análisis de cromatografía de este punto de muestreo y el volumen de gas cuantificado por los sistemas de medición instalados en dicha ubicación. Por anterior no se contará con Puntos de Medición para condensado, ya que estos solo se estimarán y los líquidos recuperados durante el proceso serán integrados a la corriente de aceite.
Medición del Agua
En cuanto a la cuantificación del agua se realiza de manera operacional mediante medidor tipo placa de orificio (medición directa) encargado de medir el agua que es enviada a la Planta de inyección de agua congénita Cinco Presidentes y posteriormente hacia los pozos inyectores.
Ubicación Tipo de Cantidad Tamafto lledldor Planta de inyección de agua
Placa de Orificio Operacional 8" conqénita Cinco Presidentes Tabla 29 - Sistema de Med1c1ón para Agua congénita de myecc1ón.
(Fuente· Asignatano)
·-· ...... ,.
C:..-•--•Dlf
C...••t1111TDN
c.a.i.,....-.ro• -.
C...•-•rOli
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a--• t.._ ,._111..-'1 Uilillai••-·c LJ"'-1..... ,_,,
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Figura 25 - Diagrama de proceso en Planta de inyección de agua Cinco Presidentes. (Fuente Asignatano)
Incertidumbre
N/S
El Agua congénita proveniente de la Planta Deshidratadora la Venta llega a través de un salinoducto de 14" de diámetro. El agua congénita del cabezal de succión de 20" de diámetro, se envla hacia las turbobombas centrifugas (TB-3 y TB-4) con el objetivo de incrementar la presión, posteriormente el agua congénita se descarga a una presión de 78 Kg/cm2 hacia el cabezal de descarga de 6" y 8" de diámetro para finalmente enviarla hacia 10 pozos inyectores: Cinco presidentes 19, 19-T, 46, 73, 73-T, 74-C, 74-T, 176, 94, 7 4 (fuera de operación temporal) y 67D fuera de operación temporal). Para el reporte del agua producida y medida deberán utilizarse los formatos del anexo 1, publicados mediante la modificación a los
LTMMH, de fecha 11 de diciembre de 2017, y di;p~~ibl:s en la 7 cial de j Comi~
(fuera de operación temporal) y 67D fuera de operación temporal). Los volúmenes de agua que deberán ser reportados conforme a lo establecido en los L TMMH.
Medición Multifásica
Se identifica que el Asignatario utilizara para la medición o aforos de pozo la medición multifásica, debido a que manifiesta que este tipo de medición es indispensable cuando no se tiene infraestructura para separar las fases y cuando se opera en altas presiones y temperaturas ya que al ser un circuito cerrado se evitan riesgos operativos por el manejo de los hidrocarburos en superficie, siendo esta razón por la cual la medición de los pozos de la Asignación Guariche se realiza bajo el esquema de la medición multifásica, esto de acuerdo con lo establecido en el artículo 24 de los L TMMH
Para llevar a cabo esta medición se utilizan los datos PVT o bien las propiedades físicas tales como densidad del gas, agua o aceite, permitividad del aceite y salinidad del agua como entrada para el medidor. Se utilizan dos principios de medición separados:
• Medición de la composición para determinar las porciones volumétricas de aceite, agua y gas a condiciones de proceso.
• Medición de la velocidad, para determinar la velocidad de flujo de liquido y/o gas a través del medidor.
Determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos
Para la determinación de los volúmenes de hidrocarburos líquidos y gaseosos el Asignatario presenta los procedimientos correspondientes los cuales están basados en la normatividad API 5.6 medidores tipo Coriolis, API 12.2.2 y 20.1 para hidrocarburos líquidos, AGA 3, API 14.3 para placas de orificio y AGA 9 medidores del tipo ultrasónicos, para la medición de hidrocarburos gaseosos, los volúmenes serán determinados mediante los procedimientos presentados por el Asignatario: "Procedimiento de medición volumétrica para hidrocarburos líquidos" y "Procedimiento de medición volumétrica para hidrocarburos gaseosos" en los cuales se contempla la normatividad correspondiente para el muestreo y análisis de los hidrocarburos, las cuales cumplen con lo establecido en el Anexo II de los L TMMH, como lo son ASTM 1945 cromatografía de gases y ASTM-1298 densidad API, ASTM 0-4007 agua y sedimento, ASTM D-4006 agua en petróleo.
Adicionalmente a los procedimientos anteriores, el Asignatario presentó procedimientos para asignación de los volúmenes de gas y condensado a partir del balance de la medición volumétrica realizada en los Puntos de Medición hacia los pozos de la Asignación
Derivado del análisis a la información presentada para la determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos, se puede concluir que mediante estos procedimientos presentados se da cumplimiento a los requerimientos solicitados para la determinación de volumen y calidad de los hidrocarburos conforme a los LTMMH.
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 77 7 250.395/2018 de fecha 19 de julio de 2018, a lo cual mediante oficio 352-A-117 de fecha 27 de julio de 2018, la respuesta indica que la Secretaria está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por PEP, manifestando que la opinión se encuentra sujeta a dos premisas, 1) determinar el ~ volumen y calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida y, 2) la incorporación de na
metodologla de bancos de calidad. ~ J - r 1 G /7 O
Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Asignatario cumplen con lo establecido en los L TMMH, es decir, con su implementación es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo del Área de Asignación, en términos del presente análisis técnico y su Anexo correspondiente.
1) Comercialización de Hidrocarburos
Conforme a la información presentada por el Asignatario en la solicitud de modificación al Plan relacionada con Comercialización de Hidrocarburos, después de revisar y analizar dicha información por parte de la Comisión se determinó que se mantienen en los términos y condiciones establecidos en el Plan Vigente, por lo que no se presenta modificación alguna en este apartado.
m) Programa de Aprovechamiento del Gas Natural
Previo a la presentación de la Solicitud de la modificación al Plan de Desarrollo, el 20 de junio de 2018, la Comisión aprobó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación mediante Resolución CNH.E.37.002/18 por lo que, dicho Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, se mantiene vigente en los términos aprobados anteriormente.
Todo lo especificado en el presente Dictamen se puede corroborar con las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0103/2018 DICTAMEN TECNICO PARA LA MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO DE LA ASIGNACIÓN A-0145-M-CAMPO GUARICHO, a cargo de esta Dirección General de Dictámenes de Extracción. f
V. Mecanismos de Revisión de la Eficiencia Operativa en la extracción y métricas de evaluación de la modificación al Plan
Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación del Plan de Desarrollo, a continuación, en las siguientes tablas se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos:
Característica Pozos perforados Terminación de pozos
Metas o parámetros Porcentaje de la diferencia entre los pozos Porcentaje de la diferencia entre los pozos
de medición perforados en el año respecto a los terminados en el año respecto a los programas en
planeados en el año el año
Unidad de medida Porcentaje Porcentaje de desviación
Fórmula o descripción del DPP = PPr,al-PPplan • l00 DTP = PProal-PPplan • l00 indicador PPplan PPplan
Frecuencia de medición Trimestral Trimestral
Periodo de reporte a la Trimestral Trimestral Comisión
Característica Tiempo de perforación de un pozo Tiempo de reparaciones en pozo
Metas o parámetros Porcentaje de la diferencia del tiempo Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de perforación de un pozo real promedio de las reparaciones en pozo de medición
con respecto al programado con respecto al programado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación
Fórmula o descripción del TP=(TPr•al- TPplan) * l00 TRP=(TRPreal-TRplan) * l00 indicador (TPplan) (TRp lan)
Frecuencia de medición Al finalizar la perforación-terminación de un
Al finalizar la reparación-terminación de un pozo pozo
Periodo de reporte a la Semestral Semestral Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
Indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Caracterlstica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo
Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con respecto al número total de
pozos de desarrollo perforados. El éxito se considera cuando el pozo
contribuye a la producción del yacimiento
Porcenta¡e
TE p D = Pozos dellmltadores,xttosos • l 00 Total d1 Pozos d•I dHarrollo
Al finalizar la perforación y prueba de un pozo
Al finalizar la perforación y prueba de un pozo
Tasa de éxito de reparaciones
Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al número total de reparaciones
hechas.
El éxito se considera cuando existe optimización de la producción en el pozo
Porcentaje
TER = R•paraclonuexltosas • l00 Total CU r~paroclonu
Semestral
Semestral
Producción
Porcentaje de desviación de la producción acumulada del campo o yacimiento real con respecto a la planeada en un tiempo
determinado
Porcentaje de desviación
DPA = PAr<at-PPptan • l00 PAptan
Semestral
Semestral
Reparaciones mayores
Porcenta¡e de la diferencia entre las reparaciones mayores realizadas
respecto a las programadas en el ano
Porcentaje
DRMA = R/o/Aroat-R/olplan • l00 R/o/Aplan
Semestral
Semestral
Gasto de operación
Porcentaje de desviación del gasto de operación real con respecto al programado en un tiempo
determinado
Porcentaje de desviación
DGO = coreal-COplan • l00 COplan
Semestral
Semestral
777
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
Indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del indicador
Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la Comisión
Desarrollo de reservas
Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al programado en un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DDR = DRreal-DRplan • l00 DRplan
Semestral
Semestral
Factor de recuperación Productividad
Porcentaje de la diferencia entre el factor Producción promedio de un pozo o grupo de pozos
de recuperación real con respecto al entre el total de pozos planeado a un tiempo determinado
Porcentaje de desviación Barriles por dia {bd)
Producción diaria promedio de un pozo o grupo de DFR = FRreal-FRplan * l00 FRplan pozos dividida entre el número de pozos en el grupo
Semestral Semestral
Semestral Semestral
Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural
Porcentaje de la diferencia entre el Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento contenido nacional utilizado respecto al
programado de gas real respecto al programado
Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación
DCN = CN,eal-CNplan • l 00 CNplan
DAGN = AGNreal-AGNplan • l00 AGNplan
Semestral Semestral
Semestral Semestral
Tabla 30 Indicador de desempeflo para el Plan de Desarrollo. (Fuente: Comisión)
Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en el Plan, la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa.
Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7 fracción II y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el articulo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario 1 en la Asignación, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo de acuerdo con las ~,.
Mejores Prácticas Internacionales y se realice! c:: ji obje~ ipal de m¡ izar el v~
hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.
i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el número por tipo de actividades ejercidas respecto de las actividades programadas en el Plan, como se observa en la siguiente tabla.
Act1v1dad Programadas E1erc1das Porcentaie de
desv1acion Perforación de oozos 4 Terminación de oozos 4 RMA's 32 RME's 34 Taponamientos 39 Duetos (oleoductos, gasoductos y lineas de 15 desacaraal . .
Tabla 33- Indicador de desempeno de las act,vidades e1erc1das . (Fuente Comisión)
ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la siguiente tabla.
iv. v. vi. vii. viil. ix.
Sub-actividad
Desarrollo
Construcción Instalaciones General
Perforación de Pozos . . . Construcción Instalaciones
Duetos General
Programa de erogaciones
(MMUSD)
Tabla 34 - Indicador de desempeflo de las erogaciones (Fuente. Ccmislón)
Las cifras pueden no coincidir por redondeo
Erogaciones ejercidas (mmusd)
Indicador Programa de Erogaciones/
ejercidas
iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento de la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito de dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como se muestra en las siguientes tablas.
f
Fluido 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Producción de as ro ramada mm cd Producción de as real mm cd
llm!.lllllllfDIIIRDIIIIIIDllllllmHDIIIEmllllHDII --------Porcenta e de desviación --------
t
L' . --- ') -- '' ' ;,~ ,· 'll".,~' -J_:_ ,....,.. • ~~rl
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a'l~IIII-·,~......, - ª ' _ -_ • A;!!! ~1~ '.i -=- r ·:. ,,. ~ ~-VI. Sistema de Administración de Riesgos
La Comisión emite el presente Dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.
En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, mediante oficio ASEMUGI/DGGEERC/0489/2018, de fecha 14 de mayo de 2018, la Agencia señala lo siguiente:
• La Asignación A-0145-M-Campo guaricha, se encuentra amparada en la autorización número ASEA-PEM16001C/A10417, del Sistema de Administración del REGULADO, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Activo integral de Producción Bloque S04, con número de identificación: ASEA-PEMl6001 C/AI0417.
• A la fecha el REGULADO no ha informado a la AGENCIA las actividades que plantea realizar en el marco de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0145-MCampo Guaricha.
Por lo anteriormente expuesto, la Agencia le hace de su conocimiento que, para efectos de encontrarse amparadas en la autorización número ASEA-PEM16001C/AI0417, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha, el REGULADO deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente:
1. Cumplir con lo establecido en el RESUELVE TERCERO del oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, mismo que a la letra dice:
RESUELVE TERCERO. - Previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con la aprobación de la COMISIÓN, la Empresa Productiva del Estado Subsidiaria de Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante la AGENCIA, la aprobación que la COMISIÓN en su momento le otorgue, para efectos de encontrarse amparadas por la presente autorización.
Aunado a lo anterior, cabe señalar que el REGULADO está obligado a dar cabal cumplimiento a los TÉRMINOS y RESUELVES establecidos en el oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, el oficio de modificación ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, y el oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0114/2018 de fecha 9 de febrero de 2018, así como a los demás documentos oficiales que se hayan emitido con relación a las Asignaciones de Extracción, ~ Asignaciones de Exploración y Extracción y al Contrato, amparados en la autorización número ASEA-PEM16001C/AI0417. lf
!
VII. Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional
La Comisión emite el presente Dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.
En relación con la opinión emitida por la Secretaria de Economía mediante oficio UCN.430.2018.389 recibido en fecha 15 de octubre de 2018, suscrito por el Titular de la Unidad de Contenido Nacional, informa que es probable que se cumpla con las obligaciones de Contenido Nacional establecidas en el Titulo de Asignación para el periodo de tiempo 2018-2025. en consecuencia, tienen una opinión favorable respecto al Programa de Cumplimiento para el periodo de Extracción de la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha.(('
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VIII. Resultado del Dictamen Técnico
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6,7, 8 fracción 11 , 11 , 20, 40, fracción 11, incisos e) y h), y 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país
El análisis de información técnica obtenida a partir del conjunto de actividades petroleras que se han mencionado a lo largo del dictamen, referentes a las tecnologías a utilizar, es un proceso dinámico que le permite al Asignatario obtener tendencias y confirmar expectativas en cuanto al conocimiento de los yacimientos, de esta manera reduce la incertidumbre existente respecto a distintos parámetros petrofísicos, de fluidos, y geológicos que le permiten optimizar actividades de perforación, terminación y reparación de pozos, así como la extracción misma. El Asignatario considera la actualización de los modelos geológicos que ya tiene, así como la información referente a ingeniería de yacimientos. Con estas acciones podrá conocer mejor los yacimientos petroleros e inclusive optimizar la extracción. El incremento en las reservas es resultado de la realización de estudios integrales con los que se logró adicionar áreas potencialmente productoras de hidrocarburos de las que se obtendrá un mayor volumen, y un ejemplo del compromiso del Asignatario por desarrollar el conocimiento petrolero, de acuerdo con la experiencia que tiene en el área de Asignación. Lo anterior, tendrá como resultado acelerar el desarrollo del potencial petrolero de la Asignación y del país.
b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables
El Asignatario propone una serie de actividades físicas que consisten en la perforación y terminación de 4 nuevos pozos, 32 RMA's y 34 RME's. El Asignatario contempla la construcción de 15 duetos: 4 líneas de descarga, 7 gasoductos para la red de BN, 2 oleogasoductos y 2 gasoductos. Los factores de recuperación actual son por 38.71 % en aceite y 43.73 % en gas. Las actividades petroleras descritas anteriormente permitirán implementar un Plan de Desarrollo para obtener un factor de recuperación final estimado a la vigencia de la Asignación, de 47 % en aceite y 56% en gas, lo cual está por arriba del promedio teórico que se tiene en los yacimientos del campo Guariche en función del mecanismo de desplazamiento.
No se omite mencionar que el volumen a recuperar en el Plan propuesto representa un incremento de 5.05 mmb de aceite y 3.76 mmmpc de gas respecto del Plan de Desarrollo vigente, en el periodo 2018-2034.
c) Reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación
El esquema de extracción analizado en el presente Dictamen se acota al límite de la vigencia mostrado en el título de Asignación el cual es hasta el año 2034 por 10.13 mmb de aceite y 10.95 mmmpc de gas. Como se ha mencionado, la producción de hidrocarburos podría concluir más allá de la vigencia de la Asignación hasta el límite económico proyectado al 2040 por parte del Asignatario, derivado de la inercia propia de producción del campo Guariche. Durante el periodo 2034-2040 el Asignatario tiene contemplado la erogación de presupuesto destinado únicamente al desmantelamiento y abandono de instalaciones que son parte de sus obligaciones. 77 7
El Plan propuesto por el Asignatario presenta un pronóstico de producción asociado a la extracción ~/ de reservas 3P mediante la infraestructura existente y la realización de actividades físicas "tprogramadas que le permitirán cumplir dicho objetivo. El incremento en el volumen original de J .. hidrocarburos trajo como consecuencia dir~ct~
2
p~ra este campo la í sic: ese"'iff s .~•~
resultado de la incorporación del área Norte de la Asignación que en 2017 obtuvo un potencial adicional, derivado de la realización de estudios integrales.
d) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país
Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecución de la modificación del Plan de Desarrollo consisten en la perforación y terminación de cuatro pozos pozo, la construcción de 15 duetos, la realización de 32 reparaciones mayores y 34 reparaciones menores. Dichas actividades se están encaminadas a incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos, por lo que se determina que la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo promueve el desarrollo de las actividades de exploración y extracción.
e) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables
Las tecnologías que utilizará el Asignatario, como la perforación direccional de pozos tipo "S", la apertura de intervalos productores mediante pistolas de alta penetración, reparaciones mayores para el control de agua, cambios de aparejo y conversión e implementación de SAP"s como BN, BN-MTC, BHJ y BM, son adecuadas para las actividades de Extracción de Hidrocarburos en la Asignación, las cuales, contribuyen a maximizar el factor de recuperación, llegando a 47 % en aceite y 56% en gas. Asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la modificación al Plan de Desarrollo se determina que el valor presente neto después de impuestos será del orden de 20. 72 millones de dólares, lo cual deriva que el proyecto se ejecute en condiciones económicamente viables.
f) Procurar el aprovechamiento de gas natural
El 20 de junio de 2018, previo a la presentación de la Solicitud, la Comisión aprobó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación mediante Resolución CNH.E.37.002/18, con una meta de 98%.
Asimismo, se le requirió a PEP la actualización del calendario de actividades de dicho programa.
Derivado de lo anterior, en atención al contenido de la Solicitud y la actualización presentada por PEP mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2018 recibida en esta Comisión el 13 de agosto de 2018, se advierte que la información presentada no modifica la meta de aprovechamiento de Gas Natural, manteniendo las acciones e inversiones que originalmente fueron aprobadas en la Resolución de referencia.
Por lo anterior, de conformidad con los principios de economía y celeridad que rigen la actuación administrativa, se tiene por actualizado el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, el cual forma parte integrante de la presente Resolución.
g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presenta por PEP respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha en la solicitud de modificación a su Plan de Desarrollo, consiste en la implementación de los Sistemas de Medición y Mecanismos de Medición, comprometiéndose a la fechas de entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados y contenidos en la evaluación de los Mecanismos de Medición del Anexo I al presente Dictamen, en los términos que establecen los L TMMH, cumpliendo con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse.
Al respecto, de la información presentada por PEP y del 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 v,i•::s, las ; s propui as por el Asignata io, f 1
conforme al apartado de medición que antecede y el Anexo I de la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:
Respecto a las actividades propuestas por PEP en el Plan de Desarrollo, se concluye lo siguiente:
i. Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por PEP para el Plan de Desarrollo, en términos de artículo 43 de los L TMMH, del cual se concluye:
ii. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19, fracciones 1, 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.
iii. Se analizó la información proporcionada por PEP respecto a la Gestión y Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para el contenido integral del articulo 44 de los L TMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en el articulo 42 de los L TMMH.
iv. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo propuesto por PEP.
v. 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 250.395/2018 de fechas 19 de julio de 2018, a lo cual mediante oficio 352-A-117 con fecha del 27 de julio de 2018 se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por PEP, " .. . siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatario permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida de conformidad con los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos expedidos por esa Comisión, y dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diversas, prevean la incorporación de una metodologfa de bancos de calidad, que permitan imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de asignación o áreas contractuales de las que provengan·: por lo que se advierte que sólo en tanto se cumplan las premisas antes mencionadas esta Secretaría estará de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos. Resaltando que la determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos se puede determinar de conformidad con lo establecido en los L TMMH, y que la metodología por el banco de calidad deberá ser implementado.
vi. En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos por PEP, cumplen con las disposiciones previstas en los L TMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los L TMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos, es decir, es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo del Area de Asignación, en términos del Anexo Único.
vii. Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de Medición y lo dispuesto en el artículo 46, se establece lo siguiente:
a. La propuesta de implementación de los Mecanismos de Medición es viable y adecuada para la Asignación.
777 b. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas
de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de \J Medición, así como la Medición Operacional y de Transferencia, mismas se encuen ran J ~
. ~'.lltl--7-- 1 definidas en las figuras 22 y 23 del presente Dictamen. t //"
G ~
c. Se determina que PEP deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los LTMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los LTMMH.
viii. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se propone aprobar los Diagnósticos que serán presentados por parte de PEP, en términos del análisis realizado en el apartado XI del Anexo I del presente Dictamen.
ix. Respecto a la propuesta y justificación para la utilización de medidores multifásicos como medición operacional en los pozos, se establece que dicha propuesta es viable conforme a lo establecido en el artículo 24 de los Lineamientos de Medición.
x. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para la Asignación en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismo, PEP deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Anexo 1, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología de Balance referida en el Séptimo Transitorio y aprobada en la resolución CNH.E.03.002/16 de fecha 17 de febrero de 2016, así como no se podrá considerar los Puntos de Medición del Anexo 3 de dichos L TMMH, para la medición de cada uno de los Hidrocarburos producidos. 'ff
IX. Recomendaciones
Con base en la información que el Asignatario presentó en relación con la modificación a Plan de Desarrollo de la Asignación, así como del análisis que la Comisión efectuó, el Asignatario deberá efectuar acciones preventivas y correctivas para la optimización de la producción de hidrocarburos y control de agua, por lo tanto, se emiten las siguientes recomendaciones:
Una vez que el Asignatario cuente con un diagnóstico que le permita identificar si la producción de agua se trata de un problema especifico o conjunto, deberá aplicar aquella solución tecnológica de tipo mecánico y/o químico para continuar con el control del agua y prolongar la producción de hidrocarburos en el periodo de tiempo. En caso contrario, deberá realizar el diagnóstico a la brevedad posible.
Optimizar las condiciones de flujo y la producción de hidrocarburos en pozos identificados con surgencia de agua y mitigar el flujo fracciona! de este líquido. Continuar con las respectivas reparaciones en pozos para remediar fugas y canalización en tuberías de revestimiento, tuberías de producción y/o empacadores.
Realizar el análisis periódico de perfiles producción de agua para la elaboración de graficas de diagnóstico asociados al control de este líquido.
Realizar el estrangulamiento de las zonas productoras de mayor permeabilidad para obtener un barrido uniforme.
Monitorear el avance del contacto agua-aceite mediante registros de saturación y muestreo continuo en superficie de fluidos.
Monitorear la declinación de la presión del yacimiento Plioceno debido a que la presión de este yacimiento está a solo 1 O Kg/cm2 de alcanzar la presión de saturación lo cual indica que la liberación de gas disuelto en el aceite podría ocurrir en el corto plazo y combinarse con la problemática de surgencia de agua.
Identificar posible flujo transversal entre zonas discontinuas de baja permeabilidad, derivado de la disminución de presión en las distintas unidades de flujo.
Mejorar la eficiencia de barrido areal y/o vertical para maximizar el factor de recuperación del campo.
Continuar y mejorar la caracterización de las arenas, para determinar el grado de continuidad o en su defecto la dimensión del aislamiento con nula comunicación entre ellas.
Continuar con la actualización de modelos de simulación de yacimientos en combinación con otro tipo de herramientas que le permitan realizar diagnósticos correspondientes.
Considerar la instalación de sensores de fondo en los pozos a perforar para monitorear el avance del contacto agua-aceite y/o la canalización o conificación del agua.
Considerar la instalación de un separador de fondo podría reducir costos asociados al levantamiento del agua.
Realizar cálculos de flujo critico en los pozos a perforar del yacimiento Mioceno para prevenir la producción de agua. Si bien el mecanismo de empuje actualmente se identifica como una ~ combinación de expansión roca-fluidos y gas en solución, el comportamiento del grafico 'rf mostrado en la Figura 16 se asemeja más al comportamiento por empuje hidráulico, \\ considerando que prácticamente todos los yacimientos petroleros producen ª~"iiJ>ª ¡ etapa de su vida productiva. t -1
0 # ¡t,., ~7
Determinar la factibilidad de realizar un cambio de estrategia en función del empleo de soluciones tecnológicas actuales.
Analizar la factibilidad de realizar algún proyecto que le permita implantar algún mecanismo de recuperación adicional de acuerdo con las condiciones del campo, sobre todo en el yacimiento del Mioceno, así como optimizar el ritmo de declinación año con año para mejorar la rentabilidad de la extracción de hidrocarburos que le permita maximizar el factor de recuperación hasta la vigencia de la Asignación.
Actualizar y afinar los modelos de caracterización estática y dinámica, incorporando la información de los pozos productores y del comportamiento de extracción del campo, para identificar si existe la posibilidad de obtener una restitución de reservas.
Analizar la factibilidad de incorporar durante las actividades de extracción, los 9 pozos con posibilidades de reapertura. Lo anterior, con el fin de optimizar la estrategia de desarrollo de la Asignación tomando en cuenta el gasto de agua por pozo y su comportamiento con la posible incorporación de estos.
Respecto a la perforación de pozos el Asignatario deberá presentar un aviso de notificación ante la Comisión de acuerdo con el artículo 15 Bis de los Lineamientos de Perforación de Pozos.
En cuanto a la vigencia de la Asignación, se recomienda que el Asignatario solicite a la SENER y a la Comisión el término de la vigencia por las razones justificadas que considere pertinentes, a más tardar 180 días naturales antes de finalizar la vigencia. En caso contrario el Asignatario deberá proceder a la devolución de la Asignación.
Con base en las consideraciones anteriores, se propone al órgano de Gobierno de la Comisión, resolver en sentido favorable la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0145-M-Campo Guariche con una vigencia hasta el año 2034, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos. Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan se alinea con los principios establecidos en el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
Lo anterior en el entendido de que continuarán vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la terminación de la presente Asignación, Incluyendo las relativas al Abandono, Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente, en términos de lo dispuesto en el Titulo ~A
de Asignación , así como la normativa aplicable. ~ ;r-Sin menoscabo de lo anterior y previo a la ejecución de las actividades del Plan, el Asignatario deberá {\/ contar con las autorizaciones, aprobaciones, permisos y demás actos administrativos o requisitos para ~ realizar las Actividades Petroleras conforme a la Normatividad Aplicable.
r ELABORÓ )
I O LASTIRt PÉREZ GA LARDO Director de Área
Dirección General de Dictáhienes de Extracción
ONIO GALLARDO MEDINA ctor General Adjunto
Dirección General Medición
ELABORÓ
ING. JOSE ALFREDO FUENTES SERRANO Subdirector de Área
Dirección General de Medición
ELABORÓ
MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA Directora General Adjunta
Dirección General de Estadistica y Evaluación Económica
REVISÓ
ING. JUAN C Director General Adjunto
Dirección General de Dictámenes de Extracción
ELABORÓ
Directora General Dirección General Medición
MTRA. MARÍA ADA Directora General
Dirección General de Estadistica y Evaluación Económica
Titular 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, de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha.