asignación a-0284-2m-campo rabasa pemex exploración y

Solicitud de Aprobación de Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

Asignación A-0284-2M-Campo RabasaPemex Exploración y Producción

Enero 2021

gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 2 Área de Protección

Duración total del proceso Días hábiles (35 dh)

PEP 15

CNH 37

Total 52

29%

71%

Presentación MPDE

26/10/2020

Prevención de información

10/11/2020

Respuesta a prevenciones

02/12/2020

Presentación a ODG

26/01/2021

4 alcances de información de Pemex

Relación cronológica

Pemex Solicita prórroga para atención de

prevenciones

CNH notifica ampliación de

plazo para resolver


Generalidades de la Asignación

Características A-0284-2M-Campo Rabasa

Área (km2) 96.59

Ubicación7 km al oeste de la ciudad de Agua

Dulce, Veracruz

Fecha de emisión 13 de agosto de 2014

Vigencia 20 años

Tipo Extracción

Profundidad promedio (mvnm) 2,440-1,900

Pozos perforados a) 83

Yacimientos Mioceno Medio - Inferior

Tipo de fluido (°API) Aceite Negro (24´°API)

A nivel Nacional b) 29 ª Asignación en producción

Fuente: CNH

a) Un pozo inyector.b) Producción de aceite a nivel nacional a noviembre de 2020.

A-0284-2M-Campo Rabasa


Etapa 1: Inicia explotación del campocon la perforación de 7 pozos.

Etapa 2: Perforación y terminación de27 pozos de desarrollo en el campo.

Etapa 3: Perforación y terminación de38 pozos de desarrollo. En 2015 setiene pico de producción del campocon 34.5 Mbd. Descubrimiento de losyacimientos Bloque F y Bloque G.

Etapa 4: Perforación y terminación de5 pozos de desarrollo.

Etapa 5: En los años 2019 y 2020 serealizó la perforación y terminación de6 pozos de desarrollo al amparo delPlan de Desarrollo vigente.

Etapas de desarrollo del Campo

1 2 3 4 5

0

5

10

15

20

25

30

35

40

200

9

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Qo

(Mb

d)–

Qg

(MM

pcd

)

Qo (Mbd) Qg (MMpcd)


Justificación de la modificación del Plan

Variaciones del Plan

Variación en el número de pozos a perforar

Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado

Variación de 30% en el volumen de hidrocarburos a producir

Programa de recuperación secundaria

Justificación

Incremento en número de pozos intermedios a perforar en yacimiento Mioceno

Fallas en los equipos de compresióndebido a su diferimiento enmantenimientos

Incremento de producción por perforación de pozos y programa de recuperación secundaria

Inyección de agua


Alternativas de Desarrollo*

Características Alternativa 1 Alternativa 2seleccionada Alternativa 3

Pozos a perforar 11 11 8

Terminación de pozos 11 11 8

RMA’s 60 76 76

RME’s 88 274 269

Ductos 5 10 10

Infraestructura 0 1 1

Volumen a recuperar (MMb) 19.03 27.00 25.37

Volumen a recuperar (MMMpc)

30.07 33.54 30.57

Inversiones (MMUSD) 381.66 405.83 396.39Gastos de operación

(MMUSD)95.11 128.44 120.42

VPN AI (MMUSD) 440.81 727.68 668.49

VPN DI (MMUSD) 30.53 148.41 128.28

VPI (MMUSD) 302.10 324.38 315.61

VPN/VPI AI 1.46 2.24 2.12

VPN/VPI DI 0.1 0.46 0.41

Alternativa 1

• Recuperación primaria

• Mismo numero de perforaciones que la alternativa 2

• Menor actividad en RMA y RME que la alternativa ganadora

• Menor volumen de hidrocarburos a recuperar que la

alternativa 2.

Alternativa 2

• Recuperación Secundaria

• Mayor actividad de perforación que la alternativa 3

• Mayor actividad en RME de las alternativas

• Mayor volumen a recuperar respecto de la alternativa 1 y 3

Alternativa 3

• Recuperación Secundaria

• Menor actividad de perforación que las alternativas 1 y 2

• Misma actividad en RMA y menor en RME que la alternativa 2

• Menor volumen de hidrocarburos a recuperar que la

alternativa 2.

*Alternativas presentadas al límite económico del proyecto en el año 2040.


Producción de aceite

Alternativa 1. 11 perforaciones y 60 RMA

Alternativa 2. 11 perforaciones 76 RMA

Alternativa 3. 8 perforaciones 76RMA

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3Volumen a recuperar

(MMb)Vigencia 2034

18.72 26.7 25.07

Volumen a recuperar (MMb)

Hasta el L.E.19.03 27.0 25.37


Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3Volumen a recuperar

(MMMpc)Vigencia 2034

29.56 33.04 30.07

Volumen a recuperar (MMMpc)

Hasta el L.E.30.07 33.54 30.57

Producción de gas

Alternativa 1. 11 perforaciones y 60 RMA

Alternativa 2. 11 perforaciones 76 RMA

Alternativa 3. 8 perforaciones 76RMA


Volumen a recuperar 2020-20341

26.71 MMB33.04 MMMPC1 27.0 MMB y 33.5 MMMPC al límite económico.

Pozos 2020-20342

11 Perforaciones72 RMA

270 RME80 Taponamientos

2 Se contemplan 76 RMA, 274 RME, 87 Taponamientos al límite económico.

Costo Total 2020-20343

513.62 (millones de dólares)386.60 Inversión127.02 Gasto de operación3 Se contempla un costo total de 534.27 MMUSD, distribuido unainversión de 405.83 MMUSD, gastos de operación de 128.44MMUSD al límite económico del proyecto.

1234

Programa de Aprovechamiento de Gas Natural

Se propone un nuevo PAGNA parala Asignación.

Medición de hidrocarburos

No requiere modificación de losmecanismos de Medición

Alcance del Plan de Desarrollo (Alternativa 2)


0

20

40

60

80

100

120

2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041

MM

US

D

Plan Vig. Inv. Plan Mod. Inv. Real Inv.

Descripción Plan vigente

Real2019-2020

Pendiente Plan vig. MPDE* Dif.

(d – c)

Perforación de pozos (No.) 7 6 1 11 10

Terminaciones (No.) 7 6 1 11 10

RMA (No.) 68 32 36 72 36

RME (No.) 136 48 88 270 182

Ductos 16 0 16 10 10

a b c d

Comparación de Plan vigente vs modificado

Vigencia2034

*Actividades a la vigencia de la Asignación

Inversión a 2020(MMUSD)

Plan vigente 2034(V): 339.35

Real 2020 (R): 118.47

Diferencia V-R: 220.88

MPDE 2034: 386.60

MPDE 2040: 405.83

L.E.2040


0

5

10

15

20

25

30

35

40

02468

1012141618202224

2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043

Gp

(MM

Mp

c)

Qg

(MM

pcd

)

Qg Plan Vigente Qg real Qg MPDE Gp Plan vigente Gp MPDE

0

5

10

15

20

25

30

0

2

4

6

8

10

12

14

2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043

Np

(MM

bls

)

Qo

(Mb

d)

Qo Plan Vigente Qo real Qo MPDE Np Plan vigente Np MPDE

Comparación de Plan vigente vs modificación propuesta

Volumen total a recuperar MMb

Plan vigente 2034 (V): 20.13

Real 2020 (R): 7.26


MPDE 2034: 26.71

MPDE 2040: 27.0

Volumen total a recuperar MMMpc

Plan vigente 2034 (V): 36.46

Real 2020 (R): 12.96


MPDE 2034: 33.04

MPDE 2040: 33.53

Vigencia 2034

Vigencia 2034

L.E. 2040

L.E. 2040


Programa de aprovechamiento de gas (PAGNA)

Asignación Máxima RGA [m3/m3]A-0284-2M-Campo Rabasa 438


Medición de Hidrocarburos Campo Rabasa

Mezcla

Gas

Petróleo

Medición operacional

Medición referencia

Punto de Medición

Agua congénita

Placa de Orificio

Medición transferencia

Condensado

Ultrasónico

Llegada otras corrientes

Rabasa

C.C.C. PALOMAS

Batería de Separación

RabasaEMC La Venta

CPG La Venta

Medición AguaMedición Portátil

Gas a quemador

PD La Venta

EMG CPG La

VentaEstación de Compresión

Rabasa

40 % BN 60 %

Cahua y Octli

Puntos de Medición

Instalación Fluido Tipo de Medidor

CPG. La Venta Gas Placa de Orificio

C. C. C. Palomas Petróleo Ultrasónico

Inyección a pozos

Cinco Presidentes

PIA

PIA Planta de iny. de Agua


Costo Total

Costo Total$523.61 MMUSD

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

a. Corresponde a 17.23 MMUSD en Inversiones en Administración, gestión de actividades y gastosgenerales del proyecto y Plan de desarrollo con ingeniería de detalle y 35.02 MMUSD en GastoOperativo en Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto.

b. Considera 79.05 MMUSD en Inversiones asociadas a Administración, gestión de actividades y gastosgenerales del proyecto; así como 92.00 MMUSD de Gasto Operativo.

c. Otros egresos es el monto que el Operador refiere a las erogaciones por concepto de manejo de laproducción en instalaciones fuera del Campo

Actividad Sub-Actividad

Total(millones

de dólares)

DesarrolloConstrucción Instalaciones 6.45General a 52.24Perforación de Pozos 34.14

Producción

Construcción Instalaciones 74.08Ductos 2.35General b 171.06Ingeniería de Yacimientos 0.85Intervención de Pozos 50.37Operación de Instalaciones de Producción 79.97Otras Ingenierías 17.45Seguridad, Salud y Medio Ambiente 9.61

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones 19.60Programa de Inversiones (Inversión y Gasto Operativo) 518.17

Otros Egresos c 5.43Costo Total 523.61

Desarrollo17.73%

Producción77.49%

Abandono3.74%

Otros Egresos

1.04%


Recomendaciones

Evaluarla posibilidad de implementar el proceso de inyección de agua en otrosbloques dentro del yacimiento Mioceno, así como el los yacimientos Bloque F yBloque G

Evaluar otros patrones de inyección de agua, además del periférico, en el yacimientoMioceno, para lograr la mayor eficiencia de barrido con los frentes de aguagenerados.

Evaluar la implementación de un método adicional de recuperación secundaria omejorada adicional dentro del campo Rabasa.

Realizar un seguimiento continuo del avance del contacto de los fluidos en funcióndel ritmo de inyección de agua y vaciamiento de los yacimientos.

Realizar toma de información en los pozos programados a perforar, lo anterior con elobjetivo de caracterizar el yacimiento y actualizar el modelo dinámico.

Recuperación secundaria

Modelo dinámico

Pozos


Cumplimiento de la normatividad aplicable

Cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos (LH)

Artículo 44, fracción II

Cumplimiento de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia

Energética (LORCME)

Artículo 39

Cumplimiento de los Lineamientos de Planes (2019)

Artículo 22

Artículo 25

Anexo II

Cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en Materia de Recuperación Secundaria y Mejorada

Artículo 5, Apartado A

Artículo 6

Artículo 7

Artículo 8

Cumplimiento de las Disposiciones Técnicas para Aprovechamiento de Gas Natural Asociado

Artículo 22

Artículo 17

Artículo 62, fracciones II, IV, VII y VIII


Resultado del dictamen

Derivado del análisis presentado, se propone el dictamenTécnico en sentido favorable con respecto a la modificaciónal Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a laAsignación A-0284-2M-Campo Rabasa, presentado porPEMEX Exploración y Producción, mismo que de seraprobado, estará vigente a partir de su aprobación y hastaque concluya la vigencia del Contrato o se apruebe unamodificación.

gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 18

gob.mx/CNHhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx

asignación a-0284-2m-campo rabasa pemex exploración y

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