contrato cn h-ro 1-l03-a 7/2015 · nombre cnh-r01-l03-a7/2015 estado y municioio veracruz....

Comisión Nacional

de Hidrocarburos

Contrato CN H-RO 1-L03-A 7/2015

Dictamen Técnico de la Modificación al Plan

de Desarrollo para la Extracción de

Hidrocarburos

Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V.

�

Febrero 2019 i

Contenido

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

l. DATOS GENERALES DEL CONTRATISTA ...................................................................... s

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

INFORMACIÓN ................................................................................................................... 6

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN ........................................................................................... 7

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

A) CARACTERISTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DEL ÁREA CONTRACTUAL. .................... 8

B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ...................... 9 C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ............................................................................................ 10 D) ACTIVIDAD FISICA PARA DAR CONTINUIDAD OPERATIVA Y DE PRODUCCIÓN .......................................................... 10 l. POZOS PERFORADOS Y A PERFORAR. ........................................................................................................................... 12 11. REPARACIONES MAYORES Y MENORES ........................................................................................................................ 12

111. TOMA DE INFORMACIÓN ................................................................................................................................................... 13 E) PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN ...................................................................................................................................... 13 F) COMPARATIVO DE LAS ALTERNATIVAS EVALUADAS PARA LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ........ 15

G) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO ........................................................................ 17 H) ANÁLISIS ECONÓMICO ...................................................................................................................................................... 20 l. PROGRAMA DE INVERSIONES ......................................................................................................................................... 20

11. INDICADORES DE EVALUACIÓN ECONÓMICA ................................................................................................................ 23 1) MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ..................................................................................................................................... 28 A. CRITERIOS Y EVALUACIÓN DE LOS MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LOS HIDROCARBUROS ................................. 31

B. SOLICITUD OPINIÓN SECRETARÍA DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO (SHCP) ........................................................ 33

C. OBLIGACIONES: ................................................................................................................................................................. 33

D. CONCLUSIONES: ............................................................................................................................................................... 34

J) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................................................................................... 35

K) PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL. ........................................................................................... 36 L) CUMPLIMIENTO CONTRACTUAL ...................................................................................................................................... 39

V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y

VI.

VII.

VIII.

A)

B)

C)

MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ................................ 42

SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ............................................................. 45

PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL, CAPACITACIÓN Y

TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA ............................................................................. 46

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

ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAIS ................................... 47 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 ............................................ 48 LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN Y, A PARTIR DE LOS RECURSOS

T

º:

PE

,

TIVOS ..........

�

·· ·····················

�

-:Z,,.<.. l

D) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS ENBENEFICIO DEL PAiS ......................................................................................................................................................... 48

E) LA TECNOLOGiA Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, ENCONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ................................................................................................................. 48

G) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................. 48

E. OBLIGACIONES: ................................................................................................................................................................. 50

Índice de Tablas

Tabla 1.Datos generales del Contrato ........................................................................................................... 5Tabla 2. Características geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos y yacimientos del Contrato ... 9Tabla 3. Estimación de Reservas y Volumen Original periodo 2019-2041 .................................................. 10 Tabla 4. Comparativo de actividad física entre Planes ................................................................................ 11 Tabla 5. Actividades físicas propuestas en la modificación al Plan de Desarrollo ....................................... 11 Tabla 6. Estado de pozos declarados como útiles dentro del Área Contractual ......................................... 12

Tabla 7. Resumen de las alternativas propuestas para la Modificación al Plan de Desarrollo ................... 16 Tabla 8. Desglose anual del Programa de Inversiones por Actividad petrolera ......................................... 23

Tabla 9. Premisas para la evaluación de indicadores económicos del Plan de Desarrollo ......................... 23

Tabla 10. Indicadores económicos ............................................................................................................... 23

Tabla 11. Puntos de Medición de los Hidrocarburos Líquidos y Gasesos del Área Contractual Cuichapa Poniente ....................................................................................................................................................... 29

Tabla 12. Puntos de Medición de los Hidrocarburos Líquidos y Gasesos propuestos para la Etapa 2 . ....... 30

Tabla 13. Programa de aprovechamiento de gas 2019 ............................................................................... 37

Tabla 14. Programa de aprovechamiento de gas 2020 ............................................................................... 37

Tabla 15. Programa de aprovechamiento de gas 2021.. ............................................................................. 38

Tabla 16. Programa de aprovechamiento de gas 2022-2023 ..................................................................... 38

Tabla 17. Indicadores de desempeño . ......................................................................................................... 43

Tabla 18. Indicador de desempeño de las actividades ejercidas . ................................................................ 44

Tabla 19. Indicador de desempeño del Programa de Inversiones . .............................................................. 44

Tabla 20. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y de gas en función de la producción reportada ..................................................................................................................................................... 44

Índice de Figuras

Figura 1. Ubicación geográfica del Área Contractual Cuichapa Poniente {Fuente Comisión) ....................... 5Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución . ...................................................... 6Figura 3. Historia y pronóstico de producción de aceite . ............................................................................ 14

Figura 4. Historia y pronóstico de producción de gas .................................................................................. 15

Figura 5. Pronóstico de producción de aceite de las alternativas propuestas . ........................................... 16

Figura 6. Pronóstico de producción de gas de las alternativas propuestas . ............................................... 17

Figura 7. Análisis de Gasto inverso . ............................................................................................................. 18

Figura 8. Sistemas artificiales de producción en campos análogos . ........................................................... 18

Figura 9. Técnicas de optimización de la producción en campos análogos . ............................................... 19

Figura 10. Comparativo de factores de recuperación . ................................................................................ 19

Figura 11. Distribución de Programa de Inversiones total, por Actividad petrolera ................................... 21

Figura 12. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Desarrollo ......................... 21

Figura 13. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Abandono ........................ 22

Figura 14. Valor presente esperado a favor del Contratista vs. Precio del aceite ...................................... 25

Figura 15. Valor presente esperado a favor el Contratista vs. Volumen .................................................... 26

Figura 16. Valor presente esperado a favor el Contratista vs. Costos totales ............................................ 27

-;, 7 7 "')

(2.(.

Figura 17. Diagrama general para el manejo futuro de la producción del Area Contractual Cuichapa Poniente ....................................................................................................................................................... 30

7,7 (f

�

l. Datos generales del Contratista

Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V. (en adelante, Contratista o Lifting), es el Contratista promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH-R01-L03-A7/2015 (en adelante, Contrato) para la Extracción de Hidrocarburos, bajo la modalidad de Licencia, celebrado entre el Contratista y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión)

En la Tabla 1, se muestran datos generales del Contrato.

Conceoto Descrioción Nombre CNH-R01-L03-A7/2015 Estado y municioio Veracruz. Moloacán Area del Contrato 41.464 km2

Fecha de emisión/ firma 10 de mavo del 2016 Viaencia 10 de mavo del 2041 (25 años) Tipo de contrato Contrato para la Extracción de Hidrocarburos

baio la Modalidad de Licencia Operador Servicios de Extracción Petrolera Lifting de

México, S.A. de C.V. Profundidad para extracción Sin restricción Yacimientos y/o Campos Arenas LFT-A, LFT-8, LFT-C, LFT-D, LFT-E,

LFT-S Colindancias Moloacán, Lacamango, Arroyo Blanco, Ágata,

lxhuatlán, Santa Rosa. Tabla 1.Datos generales del Contrato

(Fuente: Comisión con datos del Contrato y del Contratista)

El Área Contractual Cuichapa Poniente mostrada en la Figura 1, presenta una superficie de 41.464 km2. Se localiza aproximadamente al sureste de la ciudad de Minatitlán, dentro del Municipio de Moloacán, en el Estado de Veracruz. Fisiográficamente se localiza en la Planicie Costera del Golfo de México, en la porción terrestre de la Cuenca Salina del Istmo, que pertenece a la Provincia Geológica de la Cuenca Terciaria del Sureste.

, .. 11000

Veracruz

,. 1000 ... "ººº ••·uooo

f" 11000 ••·no 10 M UOOt

A

10 km

--===--=:::::J

o 2.5 5 7.5

... uooo .. uooo

Figura 1. Ubicación geográfica del Area Contractual Cuichapa Poniente (Fuente Comisión)

z o o

z

o o

I

-- - - - - --

--

- --- - - - - - - --- -- - - ---�--

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

El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del dictamen de la modificación al Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista, involucró la participación de seis Direcciones Generales de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición, la Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada, la Dirección General de Administración Técnica de Contratos, la Dirección General de Comercialización de Producción y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Además, se consultó a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, Agencia), quien es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y a la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el cumplimiento del porcentaje de Contenido Nacional, Capacitación y Transferencia Tecnológica.

La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto de la modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Contratista para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente 5S.7.DGDE.0013/2017 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO ÁREA CONTRACTUAL-O? CAMPO CUICHAPA PONIENTE, de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

CNH-R01-L03-A7/193-2018

UFTING -+ CNH

Sollcltud de modificación del

Plal de Desarrollo

26/nov/2018

250.832/2018

CNH -• UFTING

Prevención de

informac1on

faltante

17/dic/2018

CNH-R01-L03-A7/222-2018

250.045/2019

UFTING -+ CNH

Atención a la

prevención y aclaraciones

CNH • UFTING

1 21/dic/2018 1 1

1 CNH- SE

Cumplimiento Contenido Nacional

CNH -ASEA

Declaratoria de

sufic1enc1a de

1nformac1ón

05/feb/2018 1 T

1

Presentación

al

Órgano de Gobierno

25/feb/2018 1

LIFTING - CNH

Alcances con información aclaratoria:

1. Escrito CNH-R01-L03-A7/030-2019

Sistema de Administración 2. Escrito CNH-R01-L03-A7/051-2019

de Riesaos

Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución. (Fuente: Comisión)

111. Criterios de evaluación

Se verificó que las modificaciones propuestas por el Contratista fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el articulo 44 fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de desarrollo propuesto, permitan maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento del gas natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

La modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción fue presentada en cumplimiento a la Resolución CNH.E.54.001/16 por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite los Criterios Generales aplicables a los Planes de Evaluación y de Desarrollo, relacionados con los contratos derivados de la Licitación Pública Internacional CNH-R01-L03/2015 del 10 de octubre de 2016 (en adelante, Criterios) y consiste en ejecutar actividades no previstas en el Plan vigente, en virtud de que su vigencia se encontraba limitada a la conclusión del Periodo de Evaluación. Por tanto, los requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos se tienen por cumplidos al presentarse el contenido integral de los requisitos establecidos en los Lineamientos y del Contrato.

La Comisión consideró los principios y criterios de los artículos 7 y 8 fracción II 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 en la modificación al Plan de Desarrollo.

Al respecto, se advierte que la modificación propuesta presentada por el Contratista al Plan de Desarrollo se analizó conforme a los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, incisos a), b), c), d), e), f), y h), 11, 12, fracción 11, 19, 20, 41, y el Anexo 11 de los Lineamientos y a los Criterios. Asimismo, se advierte que el Plan de Desarrollo se analizó conforme a los requisitos establecidos en las Cláusulas 5.3, 11.2, 11.3, 14.1, 17.1, 18.3, 18.5 y Anexo 9 de Contrato, los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (L TMMH) y las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.

e

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

a) Características Generales y propiedades de los yacimientos del ÁreaContractual.

Las principales características geológicas, petroflsicas, propiedades de los fluidos de los yacimientos asociados al área del Contrato CNH-R01-L03-A7/2015 se muestran en la Tabla 2.

Cuichapa Poniente - Sector Oeste Cuichapa - Poniente Sector Este

Características generales Yacimiento LFT-C Yacimiento LFT-D Yacimiento LFT-E Yacimiento LFT-S

Area (km2) 41.5 41.5 41.5 4.0

Año de descubrimiento 1965 1965 1965 1935

Fecha de inicio de explotación 1966 1966 1965 1936

Profundidad promedio (m) 1700 1900 2100 700

Elevación o tirante de agua

Pozos

Número y tipo de pozos 210 vertical, 10 vertical 195 vertical, 9 vertical 122 vertical, 3 vertical 22 vertical, 1 vertical perforados desviado desviado desviado desviado

119 Taponado, 21 119 Taponado, 21 119 Taponado, 21 Productor, 31 Inyector Productor, 31 Inyector Productor, 31 Inyector 8 Cerrado con

Estado actual de pozos Cerrado, 7 Letrina, 74 Cerrado, 7 Letrina, 7 4 Cerrado, 7 Letrina, 74 Posibilidad, 15 Cerrado con Cerrado con Cerrado con Taponado. posibilidad posibilidad posibilidad

Tipos de sistemas artificiales de Bombeo Mecánico, Bombeo Mecánico, Bombeo Mecánico, producción Bombeo Neumático Bombeo Neumático Bombeo Neumático

Marco geológico

Era, periodo y época Cenozoico, Terciario, Cenozoico, Terciario, Cenozoico, Terciario, Cenozoico, Terciario,

Mioceno Mioceno Mioceno Mioceno

Cuenca Salina del Istmo Salina del Istmo Salina del Istmo Salina del Istmo

Play Magallanes Magallanes Magallanes Magallanes

Régimen tectónico Compresión, extensión Compresión, extensión Compresión, extensión Compresión, extensión

y tectónica salina y tectónica salina y tectónica salina y tectónica salina

Ambiente de depósito Sistemas de canales y Sistemas de canales y Sistemas de canales y Sistemas de canales y

abanicos de talud abanicos de talud abanicos de talud abanicos de talud

Litologla almacén Areniscas Areniscas Areniscas Areniscas

Propiedades petrofísicas

Mineralogía Areniscas Areniscas Areniscas Areniscas

Saturaciones 66.36 43.8 55.35 55.9

Porosidad (%) y tipo Efectiva: 18.70 % Efectiva: 18.90 % Efectiva: 17.30 % Efectiva: 15.30 %

Permeabilidad (md) 52.93 99.72 32.52 5.377

Espesor neto y bruto promedio (m) 24.35 m y 61.93 m 60.11 m y 90.16 m 9.66 m y 28.13 m 22.25 m y 83.00 m

Relación neto/bruto 0.37 0.65 0.24 0.27

Propiedades de los fluidos

Tipo de hidrocarburos Aceite negro Aceite negro Aceite negro Aceite negro

� Densidad API a condición de 28.6 30.3 No disponible 30 yacimiento y de superficie, grados

Viscosidad (cp) a condición de 1.84 / 20.76 1.19 /3.52 No disponible No disponible yacimiento y de superficie, cps

Relación gas aceite inicial y 82.9 / 82.9 98.2 / 98.2 No disponible No disponible actual, m3/m3

r77

�

q-c

f yf

fr �

Cuichapa Poniente - Sector Oeste Cuichapa - Poniente

Sector Este

Características generales Yacimiento LFT-C Yacimiento LFT-D Yacimiento LFT-E Yacimiento LFT-S

Bo inicial y actual, m3/m3 1.246 / 1.253 1.287 / 1.298 No disponible No disponible

Calidad y contenido de azufre 0.00 0.00 No disponible No disponible

(%mol H2S) Presión de saturación (burbuja),

144.9 158.2 No disponible No disponible kg/cm2

Factor de conversión del gas 4776.22 4776.22 4776.22 4776.22

bl/Mp3

Poder calorífico del gas, BTU/p3 1256 1364 No disponible No disponible

Propiedades del yacimiento

Temperatura (ºC) 72 75 No disponible 35

Presión inicial (kg/cm2) 193 225 No disponible No disponible

Presión actual (kg/cm2) 155 167 No disponible 55

Mecanismos de empuje principal y Empuje hidráulico; Empuje hidráulico;

secundario empuje por gas en empuje por gas en No evaluado No evaluado

solución solución

Extracción

Métodos de recuperación Inyección de agua Inyección de agua No aplicado No disponible

secundaria (histórico)

Métodos de recuperación No aplicado No aplicado No aplicado No aplicado

mejorada (histórico)

Gastos actuales, bpd/mmpcd 154 aceite / 0.26 gas 2014 aceite / 5.39 gas No disponible 270 aceite / 0.05 gas

Gastos máximos y fecha de 4,474 bpd 38,434 bpd

observación 22/03/1972; 9 21/07/1972; 70.26 No disponible No disponible

mmmpcd - 15/06/1972 mmmpcd - 04/04/1973

Corte de agua 16.4% 34.7% No evaluado 14%

Tabla 2. Características geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos y yacimientos del Contrato

(Fuente: Contratista)

El Area Contractual cuenta con 111 pozos declarados como útiles por parte del Contratista, de los cuales 21 son pozos productores, 83 pozos cerrados y 7 pozos letrina para disposición de agua congénita.

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

El Contratista solicita la modificación al Plan, con el objetivo programar las actividades y etapas necesarias para maximizar la extracción de hidrocarburos en el Area Contractual, en un entorno de eficiencia y rentabilidad, bajo el apego a la normatividad en seguridad industrial y protección ambiental.

El Plan de Desarrollo con el cual opera el Contratista fue aprobado mediante la Resolución CNH.E.11.004/17 del 6 de abril de 2017, dicho Plan estaba enfocado en la continuación de operaciones existentes, atendiendo a los Criterios y respecto al Considerando Cuarto, como resultado de la conclusión de las actividades previstas en el Plan de Evaluación, se presenta la modificación al Plan de Desarrollo.

La modificación al Plan presentada por el Contratista abarca el periodo 2019-2033 e incorpora actividad para pozos e infraestructura, inversión y gastos de operación, así como un incremento de Producción correspondiente a dicha actividad, con el fin de obtener el máximo Factor de Recuperación de hidrocarburos, de conformidad con las mejores prácticas de la Industria Petrolera, optimizando el beneficio económico, de acuerdo a los términos y condiciones del Contrato.

Mediante el Plan propuesto el Contratista estima extraer un volumen de 22.5 millones de barriles (mb) de aceite y 34.5 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) de gas, considerando la totalidad de la extracción de la reserva 1 P estimada por el Contratista, contenida en la formación Encanto dentro del Area

Contractual, tomando en consideración la vida útil de 111 pozos, asociado al éxito de 80 trabajos de Reparación Mayor (en adelante, RMA), 5,105 trabajos de Reparación Menor (en adelante, RME) así como la perforación y terminación de 6 pozos.

El Contratista estima la erogación de 250.8 millones de Dólares (mmusd) en las actividades de Desarrollo, incluyendo 21.0 mmusd para el Abandono del Área Contractual, durante el período 2019-2033.

c) Volumen original y Reservas de Hidrocarburos

La Tabla 3 muestra los valores estimados de Volumen Original y Reservas, calculados por el Contratista, con base en los resultados del Plan de Evaluación a la fecha de la presentación de la modificación del Plan de Desarrollo (noviembre 2018).

Categoría Factor de Reservas al Limite Producción acumulada Volumen original de recuperación reservas final Económico (2019-2033) a diciembre 2018

Contrato

Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas PCE Aceite Gas natural 1P, 2P, 3P mmb mmmoc % % mmb mmmpc mmb Mmb mmmpc

Area Contractual

553.8 357.6 1P 33.1 76.7 22.54 34.54 29.77 160.0 239.4 Cuichapa Poniente

Tabla 3. Esllmactón de Reservas y Volumen Ongmal penado 2019-2041

(Fuente: Comisión con datos del Contratista)

De acuerdo con el Contratista, se presentó únicamente la cuantificación de las Reservas Probadas, dado que a la fecha, no se cuentan con elementos técnicos para la cuantificación de Reservas Probables y Posibles. Adicionalmente, la modificación al Plan de Desarrollo presentada está sustentada en pronósticos de producción en zonas en las que tradicionalmente se ha producido en el campo Cuichapa, sin considerar alguna extensión lateral o vertical de los yacimientos. La información que obtenga el Contratista durante los primeros años de la modificación al Plan de Desarrollo le permitirá, en su caso, cuantificar y certificar las cifras de Reservas en sus diferentes categorías.

d) Actividad física para dar continuidad operativa y de producción

Con base en los resultados de la actividad física ejecutada en el marco del Plan de Evaluación y los estudios de subsuelo realizados se plantea la recuperación de aceite gas a partir de perforación y terminación de 6 pozos con objetivo primario en la formación Encanto, 66 reparaciones mayores con equipo, 14 reparaciones mayores sin equipo y 5,105 reparaciones menores los cuales consisten, principalmente, en cambio de sistema artificial de producción, limpiezas, inducciones mecánicas y calibraciones con cortador de parafinas.

La Tabla 4 muestra un comparativo de actividades de perforación y reparaciones, entre el Plan vigente y la propuesta de modificación al Plan.

Año Perforaciones

Aprobado

Modificado

Año Reparaciones Mayores con

equipo Aprobado

Modificado

2031-2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2033 Total

6

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

24 25 7 2 2 3

o

6

2031-2033 Total

1

66

't-c..

K

"7771 I

-�

2031-

Año 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2033 Total Reparaciones Mayores sin

equipo

Aprobado o

Modificado 2 4 2 2 4 14

2031-

Año 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2033 Total Reparaciones

Menores

Aprobado o

Modificado 420 461 538 563 502 481 430 388 320 283 233 181 305 5,105

Tabla 4. Comparativo de actividad física entre Planes


La Tabla 5 muestra el cronograma propuesto por el Contratista para realizar actividades de Desarrollo en el Area Contractual Cuichapa Poniente hasta la vigencia de la modificación propuesta al Plan de Desarrollo. En el cronograma se observa que están consideradas, además de perforación y reparación de pozos, aquellas actividades relativas al adquisición de datos, adecuación de infraestructura, pruebas de producción, así como la realización de un modelo de simulación numérica de yacimientos.

Actividad

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Desarrollo

Abandono

Abandono

Sub-Tarea 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Análisis convencionales de núcleos 3

Análisis especiales de núcleos 4

Análisis geoqulmico de muestras 1

Servicios de Perforación de Pozos 6

Terminación de Pozos 6

Reparaciones Mayores 26 25 7 4 2 2 2 2 1 1

Reparaciones Menores 420 461 538 563 502 481 430 388 320 283

Realización de pruebas de oroducción

Modelo de simulación de yacimientos 1

Análisis PVT 4

Análisis de hidrocarburos 1

Análisis especiales fluido-roca para estudios de Recuperación 1 1 Secundaria y Mejorada

-Batería de Separación No.2

Batería de Separación Acalapa

-Instalación de compresor en la Estación de Comoresión

Planta de Inyección de Agua 1-Duetos OGD Acalapa - BS2 1-1Abandono de pozos 1 1 1 1

Abandono de infraestructura 1 . .

.. Tabla 5. Actividades físicas propuestas en la mod1ficac1on al Plan de Desarrollo


2029 2030 2031-

2033

3 2 4

233 181 305

5 110

2

Total

3

4

1

6

6

80

5,105

1

4

1

2

119

3

i. Pozos perforados y a perforar

De conformidad con el Acta de Actualización de Inventario de Activos correspondientes al Contrato, tal y como lo estipula el anexo 5 del mismo, 111 pozos fueron declarados como útiles junto con 25 líneas de descarga. En la Tabla 7 se muestra información general del estado de pozos declarados como útiles del Area Contractual.

Pozos

Productores

Aceite 21

Fluyentes 12

SAP (BN) 5

SAP (BM) 4

Cerrados

83

Letrina

7

Total

111

Número de pozos

Total de productores

21

Total de cerrados

83

Total de pozos letrina

7

Total de pozos

111

Tabla 6. Estado de pozos declarados como útiles dentro del Area Contractual (Fuente: Comisión con datos del Contratista)

De los 111 pozos declarados como útiles 12 se encuentran fluyendo con energía propia y 9 tienen algún Sistema Artificial de Producción (SAP) instalado.

Los pozos considerados en la modificación al Plan de Desarrollo son pozos verticales para el sector oeste el Area Contractual y pozos verticales y direccionales para el sector este del Area Contractual. Los 6 pozos considerados tienen como objetivo la Formación Encanto y tendrán una profundidad entre 1,800 y 2,200 m, con tiempos de perforación que oscilan entre 17 y 23 dias, asi como tiempos de terminación entre 7 y 1 O días. De acuerdo con el Contratista, en todos los pozos serán tomados los siguientes registros geofísicos de pozo:

•

•

•

•

•

•

•

Sónico Dipolar; Resistividad; Rayos Gamma Espectral; Neutrón - Densidad; Registro de Imágenes Micro-resistivas; Registro de Hidrocarburos (Muestras de Canal), y Registro Ultrasónico de Cementación .

ii. Reparaciones Mayores y Menores

En cuanto a las reparaciones mayores, el Contratista considera la ejecución de reparaciones mayores con equipo y sin equipo, como resultado de las actividades ejecutadas durante el Periodo de Evaluación, durante el cual se reactivaron pozos cerrados y se evaluaron zonas parcialmente drenadas en el Area Contractual. Derivado de lo anterior, el Contratista propone, de manera enunciativa mas no limitativa, las siguientes reparaciones mayores que le permitirán incrementar la producción en el Area Contractual:

• Reparaciones mayores con equipo: reemplazo y reconfiguración de la terminación del pozo,cambio de zonas productoras, remediación de la cementación, control de agua y/o gas, reentradasy profundizaciones, y I

• Reparaciones mayores sin equipo: control de agua y/o gas, remediación de cementación,estimulaciones, ampliación y re-disparos.

iii. Toma de información

Con la finalidad de monitorear el comportamiento de los pozos y del yacimiento, el Contratista considera la ejecución de diversas actividades de toma de información, las cuales serán programadas con base en las necesidades propias de la operación. Dichas actividades se enlistan a continuación

• Registros de medición presión - temperatura en condiciones estáticas y fluyentes;• Pruebas especiales de presión en subsuelo;• Mediciones con ecómetro en pozos;• Programación de Aforos y muestreos de pozos;• Pruebas de inyectividad en pozos letrinas;• Análisis físico - químicos de aguas de formación, y• Análisis cromatográfico de aceite y gases.

e) Pronóstico de producción

La modificación al Plan de Desarrollo considera incrementar la producción de aceite y gas, elevar el factor de recuperación y la producción en condiciones económicamente viables a través de las actividades físicas descritas, las cuales fueron determinadas por el Contratista como resultado del Periodo de Evaluación en el Área Contractual Cuichapa Poniente. Asimismo, se considera la utilización de infraestructura existente y la construcción de nueva infraestructura que permitirá manejar en superficie los hidrocarburos producidos en el Area Contractual.

Actualmente, el Área Contractual no cuenta con modelos de simulación numérica, por lo cual los pronósticos de producción fueron determinados por el Contratista usando el método de análisis de curvas de declinación, teniendo en cuenta el comportamiento de producción histórico de los pozos, así como el éxito de las diferentes intervenciones realizadas por el Contratista durante el Periodo de Evaluación.

En la Figura 3 se observa la producción histórica de aceite en el Área Contractual y el pronóstico asociado a la modificación al Plan de Desarrollo. Si bien el campo fue descubierto en 1935, los datos de producción histórica se tienen a partir de 1960, y se observa que en el año 1972 el campo Cuichapa Poniente produjo en promedio 44.5 miles de barriles diarios (mbd), alcanzando su máxima producción. El Contratista inició operaciones en mayo de 2016, año en el que se produjo en promedio 0.6 mbd de aceite, mientras que para el año 2018 el Área Contractual produjo en promedio 2.6 mbd de aceite. La propuesta de modificación del

� Plan de Desarrollo considera alcanzar 7.8 mbd de aceite en el año 2021, planteando recuperar un volumen total de 22.5 mmb a finales del año 2033. De acuerdo con el registro histórico de producción con el que cuenta la Comisión, a finales de 2018 se han producido 153.6 mmb lo cual acumularla un total de aceite producir de 176.1 mmb, sin embargo, de acuerdo con estimaciones del Contratista a esa misma fecha se han producido 160 mmb, por lo que en el año 2033 se habrlan de producir un tota

�:

182.5 � !

.Q

.§. o

50

45 -.

-

.,,,

40 --

35

Inicio Plan de 30 Desarrollo

modificado

25

20

Firma Vigencia Plan de

15 Contrato

Desarrollo

10

5

o

Histórico Qo-PEP (mbd) - Histórico Qo-Lifting (mbd) mmm Pronóstico Qo-Lifting (mbd)

- Histórico Np-PEP (mmb) - Histórico Np-Lifting (mmb) - - Pronóstico Np-Lifting (mmb)

Figura 3. Historia y pronóstico de producción de aceite. (Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

o

En la Figura 4 se muestra la producción histórica de gas en el Area Contractual y el pronóstico asociado a la modificación al Plan de Desarrollo. De igual manera como se mencionó para el aceite, los datos de producción histórica se tienen a partir de 1960, y en el año 1972 el campo Cuichapa Poniente produjo en promedio 73.2 mmpcd, alcanzando su máxima producción. En mayo de 2016 cuando el Contratista inició la operación en el Area Contractual, la producción de gas fue 1.1 mmpcd en promedio, mientras que para el año 2018 el Área Contractual produjo en promedio 1.9 mmpcd de gas. La propuesta de modificación del Plan de Desarrollo considera alcanzar 11.9 mmpcd de gas en el año 2021, recuperando un volumen total de 34.5 mmmpc a finales del año 2033. De acuerdo con el registro histórico de producción con el que cuenta la Comisión, a finales de 2018 se han producido 244.6 mmmpc, con lo que se alcanzaría un volumen total de gas producido al final del Plan de Desarrollo de 279.1 mmmpc de gas, sin embargo, de acuerdo con estimaciones del Contratista a esa misma fecha se han producido 239.8 mmmpc, por lo que en el año 2033 se habrían de producir un total de 274.3 mmmpc de gas.

11r() 7-,7 y,

�

'e

80

- •

70 , -

.,

;¡¡oo

60

Inicio Plan de 50 Desarrollo

modificado

40

30 Firma Vigencia Plan Contrato de Desarrollo

20

10

o

c:::::I Histórico Qg-PEP (mmpcd) - Histórico Qg-Lifting (mmpcd) amm Pronóstico Qg-Lifting (mmpcd)

- Histórico Gp-PEP (mmmpc) - Histórico Gp-Lifting (mmmpc) - - Pronóstico Gp-Lifting (mmmpc)

Figura 4. Historia y pronóstico de producción de gas. (Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

300

250

200

150

100

50

o

f) Comparativo de las alternativas evaluadas para la modificación del Plan deDesarrollo

En la modificación al Plan de Desarrollo, se presenta el análisis de 2 alternativas para continuar con la extracción de hidrocarburos, con base en los resultados obtenidos en el Periodo de Evaluación. A continuación, se presentan de manera resumida los resultados y la alternativa elegida, que con base en la información con la que cuenta el Contratista a la fecha, maximiza el factor de recuperación en condiciones técnicas y económicamente viables.

Ambas propuestas están enfocadas a la extracción de aceite y gas asociado en la Formación Encanto en los llamados sector este y oeste del Área Contractual. Las alternativas analizadas se describen a continuación, y se resumen en la Tabla 7 y en la Figura 5 y Figura 6.

Alternativa 1: considera la perforación de 6 pozos con espaciamiento normal, es decir, 200 m entre pozos, en zonas sin drenar y pozos con ubicación estratégica hacia posibles zonas de extensión vertical para confirmar el área del yacimiento. Adicionalmente considera un programa de reparaciones mayores para la

�reactivación de pozos, así como reentradas y profundizaciones. Adicionalmente se considera el uso de sistemas artificiales de producción probados en el Área Contractual, como bombeo mecánico y bombeo neumático, además de la evaluación de otros sistemas como posible alternativa, como es el caso de bombeo hidráulico bombeo de cavidades progresivas y bombeo electrocentrífugo. Esta alternativa plantea continuar con la inyección de agua mediante los pozos letrina que actualmente operan y convertir pozos productores agotados para disposición de agua producida. Finalmente, considera toma intensiva de �e_

información durante los primeros años que permita finalizar los modelos estático y dinámico de yacimiento con miras a realizar estudios de factibilidad de la aplicación de un método de recuperación secundaria.

K Alternativa 2: considera la perforación de 28 pozos productores e inyectores lnter especiados, es decir,

/ con espaciamiento de 100 m entre pozos. De manera similar que la Alternativa 1, plantea la ejecución de reparaciones mayores para la reactivación de pozos, así como reentradas y profundizaciones, sin embargo, con una frecuencia menor. Asimismo, considera el uso de sistemas artificiales de producción probados en el Área Contractual y la evaluación de otros sistemas como posible alternativa. Esta alternativa considera r

0 ?2-

la reanudación del proceso de recuperación secundaria por inyección de agua para mantenimiento de la presión.

Características Alternativa 1 Alternativa 2 Elegida

6 perforaciones 28 perforaciones Actividades físicas 66 RMA con equipo 48 RMA con equipo

14 RMA sin eouioo 30 RMA sin equipo

Producción aceite I gas 22.54 mmb / 34.53 mmmpc 25. 77 mmb / 38.24 mmmpc

Gastos de Operación 173.69 MM USO 173.69 MM USD

Inversiones 66.74MMUSD 107.6 MM USD

Pozos horizontales, Sistemas Pozos horizontales, Tecnología artificiales de Producción Sistemas artificiales de

Producción

Otros parámetros Pozos estratégicos, Pozos inter espaciados, reentrad as, profu ndizaciones recuperación secundaria

Tabla 7. Resumen de las alternativas propuestas para la Modificación al Plan de Desarrollo


9.00

8.00

7.00

6.00

:g 5.00

8 4.00

3.00

2.00

1.00

0.00

-Alternativa 1(Seleccionada)Alternativa 2

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

Figura 5. Pronóstico de producción de aceite de las alternativas propuestas. (Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

14.00

12.00 -Alternativa 1· �Seleccionada)

- lternativa 2 10.00

8.00 a.

E E - 6.00 O)

a

4.00

2.00

0.00 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

Figura 6. Pronóstico de producción de gas de las alternativas propuestas. (Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

De acuerdo con el Contratista la principal diferencia entre las dos alternativas consideradas para la modificación al Plan de Desarrollo se basa en la consideración de un proceso de recuperación secundaria, a través de inyección de agua para mantenimiento de presión en la Alternativa 2. No obstante, la información con la que cuenta actualmente el Contratista no permite sustentar técnica ni económicamente esta alternativa para que sea elegida para el Plan de Desarrollo. En contraste con lo anterior, la Alternativa 1 presenta un riesgo menor ya que el mayor número de actividades recae en las reparaciones mayores con y sin equipo, derivado de las actividades realizadas por el Contratista durante el Periodo de Evaluación. Por lo anterior, el Contratista seleccionó la Alternativa 1 como aquella que implementará en el Área Contractual, destacando que durante los primeros años se tomará la información necesaria que permita, en su caso, justificar la implementación de proceso de recuperación secundaria (Alternativa 2).

g) Análisis técnico de la modificación al Plan de Desarrollo

A continuación, se presenta el análisis técnico realizado de la información, para verificar que el Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista esté alineado con las mejores prácticas, presenta la tecnología adecuada y su estrategia de explotación incrementará el factor de recuperación en condiciones económicamente viables.

Gasto Inverso

Bajo la metodología de 8/asingame (Figura 7), se graficó, el inverso del gasto de aceite (1/qo) contra la acumulada de producción entre el gasto (Np/qo}, en la curva obtenida se observan dos inflexiones principales que representan un cambio de estrategia en el desarrollo del yacimiento, en este caso corresponde a una campaña intensiva de perforación y al proyecto de inyección de agua que se dio en el Área Contractual. Este análisis permite estimar la Recuperación Final Estimada (EUR, por sus siglas en inglés) con el objetivo de evaluar si el factor de recuperación planteado por el Contratista es acorde al yacimiento.

Teniendo en cuenta lo descrito en el párrafo anterior y evaluando en la ecuación de la línea roja de la Figura 7, se obtiene una EUR de 168.6 mmb y un factor de recuperación de 30.4%. El Contratista indica que la ejecución del Plan de Desarrollo le permitirá recuperar de 22.55 mmb, lo cual incrementaría a 183.1 mmb el acumulado total en los yacimientos del Área Contractual, correspondiente a un incremento del factor de recuperación actual de 28.9% a 33.1 % a la vigencia del Plan. Por lo anterior, se observa que el factor de recuperación propuesto es representativo para el yacimiento.

1.0E+00

1.0E-01

1.0E-02

�

1.0E-03

·o

o:: 1.0E-04

1.0E-05 0.10 1.00 10.00 100.00 1,000.00

Tiempo de balance de materia (días)

Figura 7. Análisis de Gasto inverso. (Fuente: Comisión con infonnación presentada por el Contratista)

Comparativo de las estrategias de producción de campos análogos

Con el objeto de poder comparar la estrategia planteada por el Contratista para el desarrollo del Area Contractual Cuichapa Poniente, se buscaron campos terrestres, productores de aceite y cuyos yacimientos estuvieran asociados a ambientes de depósito de sistemas de canales y abanicos de talud, que pudieran servir como campos análogos, en referencia de estrategias de producción y tecnologías utilizadas. A continuación, se presenta la Figura 8 y Figura 9, en las cuales se observan, respectivamente, los sistemas artificiales y las técnicas de optimización de la producción más utilizados en los campos encontrados como análogos.

16

14

12

10

8

6

4

2

o

Bombeo Mecánico

-Bombeo Bombeo Émbolo Viajero

Neumático Electrocentrífugo Otros

Figura 8. Sistemas artificiales de producción en campos análogos. (Fuente: Comisión con infonnación de base de datos técnica)

5

4

3

2

o 1 1 1 1 1 Cambios de Disparos Optimización Control de flujo Redisparos Apertura de

intervalo selectivos del SAP pozos cerrados

Figura 9. Técnicas de optimización de la producción en campos análogos. (Fuente: Comisión con información de base de datos técnica)

Se observa que la modificación al Plan de Desarrollo de Cuichapa Poniente considera el uso de bombeo mecánico y bombeo neumático como principales sistemas artificiales de producción, además de la evaluación del uso de otros sistemas que permitan incrementar la producción. Asimismo, las reparaciones mayores consideradas por el Contratista están enfocadas principalmente cambios de intervalos, apertura de pozos cerrados y reentradas y profundizaciones. Lo anterior permite ver que el Plan de Desarrollo planteado por el Contratista considera prácticas y tecnologías que se han considerado en otros campos con características similares.

Adicionalmente, se realizó una búsqueda de campos en México productores de aceite en la formación Encanto. En la Figura 10 se observa que el factor de recuperación final para los yacimientos en el Area Contractual se encuentra por encima del promedio observado en los campos encontrados, siendo que para el Area Contractual se estima un factor de recuperación de 33.1 %, mientras que el promedio de los campos análogos es de 29.6 %.

60.0

-;-50.0 � -¡¡; e: ""40.0e: ·o

8_ 30.0 ::, o

i 20.0 o

u. 10.0

O.O 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Figura 1 O. Comparativo de factores de recuperación. (Fuente: Comisión con información de base de datos técnica)

Por el análisis anterior se concluye, que el factor de recuperación final esperado está acorde a la estrategiade desarrollo, se encuentra alineado con las prácticas internacionales y es económicamente viable paraser llevado a cabo por el Contratista.

h) Análisis Económico

La aprobación del Plan de Desarrollo considerará un análisis económico respecto de los siguientesconceptos:

1. Programa de Inversiones, e 2. Indicadores de evaluación económica

Lo anterior, con base en lo establecido en los numerales 1.6.3 y 1.6.7, de la sección 2. Contenido del Plande Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, de la Guía para los Planes de Desarrollo deHidrocarburos (Anexo 11 de los Lineamientos).

En los artículos 9, fracción 11 y 20 de los Lineamientos se establece que el contenido de los Planes deDesarrollo para la Extracción de Hidrocarburos se detalla en el Anexo II de los mismos. De igual forma, elartículo 11 de los Lineamientos señala que los planes deben contar con un análisis técnico económico quesustente el cumplimiento de los objetivos de los Contratos, entre otros, la maximización del valor de loshidrocarburos a lo largo de la vida de los yacimientos o campos en condiciones económicamente viables,y la selección de las mejores prácticas de la industria.

Es así como, en cumplimiento al mandato legal establecido, a continuación, se presentan los resultadosdel Análisis económico.

i. Programa de Inversiones

El Programa de Inversiones es consistente con la información presentada correspondiente al Plan deDesarrollo; y fue presentado de conformidad con lo establecido en el catálogo de costos de losLineamientos 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 laactualización de regaifas en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos, de la Secretaría deHacienda y Crédito Público.

El Programa de Inversiones asociado al Plan de Desarrollo estimado por el Contratista, es por un montode 250.8 millones de dólares. Las siguientes figuras muestran al Programa de Inversiones desglosado, porActividad petrolera, y a su vez cada una de ellas por Sub-actividad

_?k f I fr

Abandono, 8.4%

$ 250.8 (Monto en millones de dólares de Estados Unidos) Figura 11. Distribución de Programa de Inversiones total, por Actividad petrolera

(Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

Construcción Instalaciones,

" 10.7% \

Otras Ingenierías,, 0.4% \

Seguridad, Salud y/ Medio Ambiente,

7.3%

/ Geología, 0.4%

� Perforación dePozos, 4.7%

\_ Pruebas de

Ingeniería de Producción, Yacimientos, 0.2% 0.03%

$ 229.8 (Monto en millones de dólares de Estados Unidos) Figura 12. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Desarrollo


Actividad

oetrolera

Desarrollo

Abandono-

Actividad

oetrolera

Desarrollo

Abandono

$ 21.0 (Monto en millones de dólares de Estados Unidos) Figura 13. Distribución de las inversiones programadas, Actividad petrolera: Abandono


Sub-actividad Total 2019 2020 2021 2022 2023 2024

oetrolera

General 82,883.5 5,569.1 9,464.5 8,719.1 7,719.1 7,719.1 6,489.8

Geología 840.0 840.0 O.O O.O O.O O.O O.O

Perforación de 10,728.0

10,728. O.O O.O O.O O.O o.o

Pozos o

Pruebas de 72.0 72.0 o.o O.O O.O O.O O.O

Producción Ingeniería de

379.0 179.0 100.0 100.0 O.O o.o o.oYacimientos

Intervención de 92,993.9

12,127. 27,296. 10,334. 8,247.5 6,911.8 5,646.8

Pozos 1 8 6

Otras Ingenierías 837.0 366.0 286.0 185.0 O.O o.o O.O

Construcción 24,584.0 6,104.0 8,554.0 6,655.0 3,251.0 o.o o.o

Instalaciones Seguridad, Salud

18,875.1 1,375.0 2,137.1 1,130.0 1,130.0 1,103.0 1,080.0 v Medio Ambiente

General 21,048.3" - - - - - -

Total 250,818.8 37,360. 47,838. 27,123. 20,347. 15,733.

13,216.5 2 3 6 6 8

Sub-actividad 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

oetrolera

General 4,620.6 3,719.1 3,719.1 3,919.1 3,919.1 3,919.1 3,919.1

Geología O.O O.O O.O o.o o.o o.o o.o

Perforación de Pozos O.O O.O O.O O.O O.O O.O O.O

Pruebas de o.o O.O O.O O.O O.O O.O O.O

Producción Ingeniería de

O.O O.O O.O o.o O.O o.o O.OYacimientos

Intervención de 2,406.8 2,762.9 2,366.9 2,921.9 2,301.5 2,186.6 2,124.3

Pozos

Otras Ingenierías O.O O.O O.O O.O O.O O.O O.O

Construcción o.o o.o o.o o.o O.O O.O O.O

Instalaciones Seguridad, Salud y

1,080.0 1,080.0 1,080.0 880.0 880.0 880.0 880.0 Medio Ambiente

General - - - - - - -

Total 8,107.4 7,562.0 7,166.0 7,721.0 7,100.6 6,985.6 6,923.3

2025

5,349.0

o.o

O.O

O.O

o.o

3,206.8

O.O

O.O

1,080.0

-

9,635.7

2033

3,919.1

o.o

O.O

O.O

O.O

2,151.7

O.O

O.O

880.0

-

y I 6,950.7

f

* Costo total de abandono de pozos e instalaciones, de conformidad con la información presentada por el Contratista en su Plan de Desarrollo para la Extracción. Los montos anuales que corresponden a la aportación al Fideicomiso de Abandono, deberán ser determinados de conformidad con la cláusula 17.4 del Contrato, toda vez que no son materia de aprobación del presente Dictamen.

Tabla 8. Desglose anual del Programa de Inversiones por Actividad petrolera (Montos en miles de dólares de Estados Unidos)1


ii. Indicadores de evaluación económica

En este segundo apartado se presentan los indicadores económicos calculados por la Comisión, a partir de las premisas de la Tabla 9, y los flujos de costos y de producción propuestos por el Contratista. El análisis se organiza como sigue:

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

a. Preciosb. Volumen de hidrocarburos, yc. Costos.

i.2.1 Descripción de la evaluación económica de la Comisión

La evaluación económica se efectúa asumiendo la posibilidad de producir 27.2 MMbpce2. Esta Comisión,considera los parámetros presentados en la Tabla 9para determinar un denominado escenario base para la evaluación económica.

Premisas Valor Unidades Comentarios Precio del aceite 60 USD/ b Se asume iaual durante la vida del proyecto Precio del gas 4.433 USD/ mpc Se asume igual durante la vida del proyecto Valor de la regalía adicional 60.82 % Tasa de descuento 10 % Se asume igual durante la vida del proyecto Equivalencia gas-petróleo

5.99 Razón crudo eauivalente Tipo de cambio 20 MXN/USD Se asume igual durante la vida del proyecto

Tabla 9. Premisas para la evaluación de indicadores económicos del Plan de Desarrollo


Derivado de estas premisas, los resultados de la evaluación económica que se obtienen considerando las variables antes descritas, se describen en la siguiente tabla.

Valor Después de Impuestos y de Resultados Valor Antes de Impuestos contraprestaciones a favor del Unidad

Estado4

VPN 801.47 77.15 mmUSD VP Inversión 60.22 60.22 mmUSD VPNNPl5 13.31 1.28 Adimensional TIR Indeterminada 140.89 %

Tabla 10. Indicadores económicos


1 Las sumas pueden no coincidir por el redondeo.2 Considerando los perfiles de producción de venta presentados por el Contratista a partir de 2019: 22.5 mmb y 28.3 mmmpc;utilizando la razón de gas-petróleo crudo equivalente mostrada en la Tabla 9. Premisas para la evaluación de indicadores económicos del Plan de Desarrollo. 3 De acuerdo con el precio promedio publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la Región VI, febrero-diciembre 2018.• Regalías básicas de conformidad con el articulo 24 de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos (LISH), así como lasContraprestaciones a favor del Estado de conformidad con los artículos 6, 8 y 10 de la LISH, Impuesto Sobre la Renta y el Impuestopor la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.5 Valor Presente Neto entre el Valor Presente de la Inversión.

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

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

i.2.2 Impacto en la evaluación económica de variaciones en principales variables

a. Precios

En la Figura 14 se presenta el valor presente esperado de los flujos a favor del Contratista, antes y después de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado en los términos antes indicados. Cada punto de las líneas se asocia a una realización de precio del aceite de acuerdo con el eje horizontal, que va de 30 a 75 dólares por barril; cabe mencionar que, para el análisis realizado, el precio del gas cambia proporcionalmente conforme a la variación del precio del aceite, con un rango que va desde los 2.22 a 5.54 dólares por miles de pies cúbicos. En el panel superior se muestra el valor a favor del Contratista después de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado y en el inferior, antes de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado. Se observa el comportamiento del proyecto frente a variaciones de precios. Para que el proyecto sea económicamente inviable después de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado, el precio del aceite debe mantenerse por debajo de los 36.00 dólares por barril y de 2.66 dólares por miles de pies cúbicos para el gas.

....

@.¡ "O V'I

::>

E E

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

120.00

100.00

80.00

60.00

40.00

20.00

0.00

-20.00

-40.00

30.00 45.00 60.00

Precio del aceite

(usd/b)

� VPN después de impuestos (mmusd)

75.00

Valor antes de impuestos y contraprestaciones a favor del Estado

� .-◄

@¡ "O V,

:::,

E E

1,200.00

1,000.00

800.00

600.00

400.00

200.00

0.00

30.00 45.00 60.00

Precio del aceite

(usd/b}

�VPN antes de impuestos (mmusd)

75.00

Figura 14. Valor presente esperado a favor del Contratista vs. Precio del aceite (Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

b. Volumen de hidrocarburos

En la Figura 15 se presenta el valor presente esperado de los flujos a favor del Contratista, contra diferentes niveles de producción con una variación que va desde el -40% al 40%. Cada punto de las líneas se asocia a una realización de volumen descrito en el eje horizontal. La linea interior representa el escenario base con un precio a 60 USD/b y las dos líneas exteriores representan precios altos y bajos6

, la inferior a 48 USD/b y la superior a 72 USD/b. En el panel superior se muestra el valor esperado descontado para el Contratista después de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado, y en el inferior, antes de ellos. Se observa que el volumen mínimo necesario en el escenario de 60 USD/b, para que el proyecto sea rentable en valor esperado es de 17.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce). Para el caso que excluye el pago de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado, de 5.0 MMbpce.

777 ff

�r/ �

e El precio del gas cambia proporcionalmente conforme a la variación del precio del aceite.

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

250.00

200.00

� 150.00o

@J -o 100.00 V) ::,

E 50.00

0.00

-50.00-40% -20% 27.2

mmbpce

-48 usd/b -60 usd/b

20%

72 usd/b


1,600.00

1,400.00

1,200.00

� 1,000.00 @J -o 800.00 ::,

E 600.00 E

400.00

200.00

0.00 -40% -20% 27.2

mmbpce

20%

-48 usd/b -60 usd/b - 72 usd/b

40%

40%

Figura 15. Valor presente esperado a favor el Contratista vs. Volumen (Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

c. Costos

En la Figura 16 se presenta el valor presente esperado de los flujos a favor del Contratista contra diferentes niveles de costos totales por barril de petróleo crudo equivalente. Cada punto de las líneas se asocia a una realización de costos de acuerdo al eje horizontal. La línea continua superior representa las estimaciones asumiendo un precio de 5.32 USD/mpc para el gas y 72 USD/b para el aceite. La línea continua inferior .[yrepresenta las estimaciones asumiendo un precio de 3.54 USD/mpc y 48 USD/b. La línea interior �representa el escenario base de a 4.43 USD/mpc y 60 USD/b. En el panel superior se muestra el valor a favor del Contratista después de impuestos y de contraprestaciones a favor del Estado y en el inferior, antes de ellos.

'#.

.-i

@¡ "'O V)

E E

'#.

.-i

@¡ "'O V)

E E

250

200

150

100

so

o

-50

-100

1200

1000

800

600

400

200

o

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

2.30 4.60 6.90 9.20

usd/bpce

11.50

-48 usd/b -60 usd/b -72 usd/b

13.80


2.30

1 1

4.60 6.90

1

9.20

usd/bpce

1

11.50

-48 usd/b -60 usd/b -72 usd/b

1

13.80

16.10

..

16.10

Figura 16. Valor presente esperado a favor el Contratista vs. Costos totales Fuente: Comisión con información presentada por el Contratista)

Los resultados anteriores, muestran que de realizarse incrementos en los costos por hasta 56.8%, en el escenario base que considera los impuestos y contraprestaciones a favor del Estado, se mantendría la declaratoria de viabilidad económica del proyecto, considerando los indicadores y premisas expuestos en el presente apartado.

A partir de la información presentada en esta sección de Análisis económico se concluye que los montos estimados permitirían realizar las actividades contempladas en el Plan de Desarrollo bajo condiciones r-v, económicamente viables, considerando las premisas expuestas, ante variaciones excluyentes entre sí, de� hasta -36.0% de la producción, de 56.8% en los costos o un precio por barril de aceite de 36.00 dólares. I

yf?-

i) Medición de Hidrocarburos

El Área Contractual 7 Cuichapa Poniente actualmente realiza la medición de petróleo y gas en los Puntos de Medición provisionales previamente aprobados mediante las Resoluciones CNH.E.33.006/16 y los acuerdos de medición de los hidrocarburos que se realiza de manera conjunta con PEP en los Puntos de Medición provisional ratificados mediante Resolución CNH.E.53.004/17 bajo el amparo del Transitorio Séptimo, Puntos de Medición Provisional ubicados en el tanque vertical TV-1 para petróleo (medición estática) y sistema de medición por presión diferencial del tipo placa de orifico a la salida de la Estación de Compresión Cuichapa.

Derivado de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo del Área Contractual 7 campo Cuichapa Poniente y de conformidad con lo establecido en los articulas 19, 23,42, 43 y 44 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante LTMMH), la Dirección General de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Contratista, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se identifica la siguiente propuesta evaluada presentada por el Operador Petrolero:

Actualmente el Área Contractual 7 campo Cuichapa Poniente, maneja y conduce su producción a través de la Bateria de Separación Cuichapa donde se concentra la producción a través de lineas de descarga desde los pozos y transportación mediante autotanques debido a falta de algunas lineas de descarga de pozos productores, identificando que una vez que llegan los hidrocarburos por las lineas de descarga estos pasan al separador bifásico, enviando los líquidos hacia el tanque vertical identificado como TV-1, donde además se reciben los hidrocarburos transportados en autotanques para su almacenamiento y cuantificación, para luego ser enviados hacia la Planta Deshidratadora Ágata para su acondicionamiento y envío al Centro Comercializado de Crudo Palomas a través de la Planta deshidratadora El Plan.

En cuanto al gas una vez separado, este es enviado a la Estación de Compresión Cuichapa donde es cuantificado para su envío a las plantas deshidratadoras para su aprovechamiento, así como al Centro Procesador de Gas (CPG) La venta, donde este será procesado y cuantificado nuevamente, mediciones que son realizadas mediante sistemas de medición por presión diferencial mediante placas de orificio, resaltando que estas mediciones y asignaciones de los volúmenes y calidades de los hidrocarburos se realizan a través de acuerdos de medición con Pemex Exploración y Producción (PEP).

El contratista manifestó contemplar dos etapas (Etapa 1 y Etapa 2) para la medición de los hidrocarburos del Área Contractual, proponiendo que para la Etapa 1 se harán cambios y mejoras tecnológicas en el punto de medición provisional para petróleo utilizando un medidor del tipo Coriolis a la salida del tanque vertical de almacenamiento identificado como TV-1, con la finalidad de contar con una medición dinámica y con los elementos secundarios que mejoran la determinación de volúmenes netos con menor incertidumbre, en cuanto a la medición de gas se están rehabilitando los sistemas de medición de presión diferencial por placa de orificio para contar con los elementos suficientes para una mejora en la determinación de los volúmenes y calidades, además de que en esta etapa se harán las mejoras necesarias para contar con la infraestructura necesaria para el manejo y acondicionamiento de los hidrocarburos dentro del Área Contractual, cabe resaltar que, en tanto se ejecutan estas actividades se cuenta con los acuerdos de medición para seguir midiendo a través de la infraestructura de PEP con las mejoras

v-'tecnológicas a los puntos de medición provisionales mencionados. En cuanto a la Etapa 2 y una vez que se cuente con las mejoras a la infraestructura los Puntos de Medición propuestos serán los mismos

/ presentados para la Etapa 1, con la diferencia del cumplimiento a los requerimientos de calidad establecidos en el artículo 28 de los L TMMH. A continuación, se hacen las descripciones de la medición propuesta para cada una de las etapas, así como los Puntos de Medición y su ubicación:

lT 1 � X J-

Etapa 1

El Área Contractual 7 Cuichapa Poniente actualmente realiza la medición de petróleo y gas en los Puntos de Medición provisionales previamente aprobados mediante las Resoluciones CNH.E.33.006/16 y los acuerdos de medición de los hidrocarburos que se realiza de manera conjunta con PEP en los Puntos de Medición provisional ratificados mediante Resolución CNH.E.53.004/17 bajo el amparo del Transitorio Séptimo, Puntos de Medición Provisional ubicados en el tanque vertical TV-1 para petróleo (medición estática) y sistema de medición por presión diferencial por placa de orifico a la salida de la Estación de Compresión Cuichapa, resaltando que para el punto de medición de petróleo el Contratista presenta la propuesta de mejora tecnológica utilizando un medidor del tipo Coriolis a la salida del tanque vertical, con la finalidad de obtener mejores resultados de medición, así como una mejor incertidumbre a través de una medición dinámica y con todos los elementos necesarios para determinar los volúmenes netos, puntos de medición presentados en la Tabla 11.

Anua Contractual 1 .

Punto de Medlcl6n - Punto de Medicl6n Ga

Batería de Separación Salida de tanque TV-1, medidor tipo Coriolis, identificación PA-

Cuichapa 11 100

Cuichapa Poniente Salida de la estación de Estación de compresión compresión, área de trampas,

Cuichapa medidor tipo placa pe orificio identificación PA-212

Tabla 11. Puntos de Medición de los Hidrocarburos Liquidas y Gasesos del Area Contractual Cuichapa Poniente. (Fuente: Contratista)

Con el fin de asegurar el cumplimiento a las regulaciones y normatividades aplicables, se desarrolló un acuerdo de medición con PEP para continuar con las actividades de medición, manejo y acondicionamiento de los hidrocarburos en tanto se cuenta con la infraestructura necesaria para su manejo y acondicionamiento dentro del Área Contractual, derivado del aumento de la producción que se tiene estimado. Uno de los elementos que se eliminaran con las mejoras de acuerdo a lo manifestado por el Contratista será el transporte de los hidrocarburos desde pozo a la batería de separación mediante pipas (autotanques), lo cual deberá ser verificado de acuerdo a los avances que presente el Operador de la realización de actividades del Plan de Desarrollo, para contar con las líneas de descarga y deberá estar concluido antes del inicio de la Etapa 2.

Etapa 2

Para la Etapa 2, el Contratista manifestó que una vez concluidas las mejoras a la infraestructura y sistemas de medición para contar con el manejo y acondicionamiento de la producción dentro del Área Contractual, lo cual se contempla para el afio 2022, mediante la colocación de una nueva área para recolección de hidrocarburos provenientes de otra zona del Área Contractual, líneas de descarga para su envío a la Batería de Separación Cuichapa 11, así como una planta para deshidratación y desalado para petróleo con lo que se daría cumplimiento a los requerimiento de calidad establecido en el artículo 28 de los L TMMH y en cuanto a gas se prevén mejoras a los sistemas de medición y una vez separado se contempla enviarlo a un rectificador para quitarle la humedad antes de su compresión, y posteriormente ser divido y enviado en dos corrientes, una a inyección de yacimiento y otra hacia la Planta de Deshidratación Ágata, los cuales serán medidos a través de un sistema de medición por placa de orificio, por lo que se puede el Contratista deberá contar con todos los elementos y mejoras para el manejo y acondicionamiento de acuerdo a la propuesta en el Plan de Desarrollo, con la finalidad de dar cumplimiento a lo establecido en los L TMMH para requerimientos de calidad de los hidrocarburos.

En cuanto los condensados generados del proceso de compresión de gas de baja presión serán recuperados, y los condensados de alta presión serán enviados a un tanque de condensados de alta

Ipresión, donde serán captados y ambos reintegrados a la corriente de producción de crudo. Posteriormente y dependiendo de las cantidades obtenidas se analizará la factibilidad de manejarlo rf de manera independiente para otros fines, descripción que puede ser observada en la Figura 17. 1'

0 � k�

Araa Contradual Instalación Punto de Medición """"'leo Punto de Medición Gas Batería de Separación Salida de tanque TV-1, medidor Cuichapa 11 tipo Coriolis, identificación PA-

100 Cuichapa Poniente Estación de compresión Salida de la estación de

cuichapa compresión, área de trampas, medidor tipo placa de orificio identificación PA-212

. . ,

Tabla 12. Puntos de Med1c1on de los Hidrocarburos Liqwdos y Gasesos propuestos para la Etapa 2 . (Fuente: Contratista)

o M,.tfidt:,t!l"M.,plput_Mtfi�

& Medl:,gfdf-Uu1ot1;oúlrilH)r,c_,o

�d11,V. U-. ifl-JfV�IU\I f'. --tl.4 OtJ )t f\.'tl

A M .. JIJt• litr•1,, ��• fAl' . ..,....,._,.6':'1J11lr,.11J

• lfuitO di.. tl"'\. .. JhKf\ l)..J • tl!'UC-11,,1 :,, l\'!JtOl..l(t """ l'M I Pur'to J,- ,..,,.,,,,,�ut .. ,-wdo •11,,,ija t O�lfH311t'tl'l'f hill'tl1frNhJ<l ,.\. ,U);l,l

Figura 17. Diagrama general para el manejo futuro de la producción del Area Contractual Cuichapa Poniente (Fuente: Contratista)

Medición de agua

Para el manejo y medición del agua congénita el Contratista se encuentra rehabilitando la planta de inyección de agua, en la cual se harán mejoras a los sistemas de medición por placa de orificio para la medición de la misma y donde se está recibiendo el agua proveniente de la planta de deshidratación de Ágata para su inyección a yacimiento, así como en el futuro recibirá el agua de la Batería de Separación donde se realizará el acondicionamiento de los hidrocarburos dentro del Área Contractual.

No.

l

2

3

5

•

1

a. Criterios y Evaluación de los Mecanismos de Medición de losHidrocarburos

Dotes Ge...i.s: -dt/AsignotDli>o°"""""""-----------"'S."'Mdos==cdo=&::::O:::ocdón=::;l'm)l=::c•:,,.::::UllhJ=i=do:..:Mt=daJ=U=do=C..:;V·'-----------

-lhd<'°"""""'oAsig,,odln: CN�lll1-llB-A7/llll6 -•lo Adgnocl!noÁr9' '°"'""""'t CtmpoClllcNpa Ponl-Jt,ro di Pion o evol.lOr: Modifkaddn al Pi,n de Dewrollo

-·--- -·--

- a..i----· .. ---

( • """' ,_

EL-pmo1Uy-,U,oi,p--•I ....,¡odoloshldnxatt>un>sdtlAlt•-

dMdo•ndol-siondolo_uno_ can l'Mjoraen la tecnoklata qua se usalCIUlll•nte

P«Omnla•lslna ubk:adontldtkll PMP aptobados

•-dolNNjodo -rmlnodóny 111.,.cldn do conanllrtorldad.Hta en tanto se ,tJIIQn la mfioras

los hklrocaburos dndt l'l'MM\ <:aplulo III y IV \'Oumtn y cafhS¡d de 101 SI SI ntCHINI I la lnfrMswcun y siSIIINS di nwdidón

pozo hntael P.M. hldrocart,ulQS par¡ la Sf1undaet1p,¡donMHa>nuñcon lo ntoHario p;ara pontt' en concHdonn de c3'1dad los

hldrocarbu101 produddossitndo los puntm dt medd6n ._ •lsmas ubladont1 y equipos de la prlmtra� �yamnel mmpffQnto a la

...,._n,lnlomlmón-onlo!>IIIN9'y4'1!1 rt.l docufflento ...-.t..l PDE.

ProputSQ dt Puntos de e mntmtsu presenta la p,opuesta dt las puntos: de

LnMt, Qiptuo • Dolos•isleffl•do-dón SI SI mtdldón ubkados en la 8.5 OricNp¡ mrtdilru -dó•

tacnolo&i•mrioll syP.0

El conmdsta prtstntasu polto de medklón la cual se

O.froalónl Poltlca dt modldón Dtbtri d,ra,mpllmlrtnto al arttulo 6

SI SI �ntra baadatn taaplklddnya,mpllm5tntoa ta

delosllMMf nonNdvidld a.,.kable, _, 00fl'IO a ta ldopddl'I dt 1a1 ststetNdtpsdónbmdoen l1 norma lso :IOOll.

Procedimientos:

B--los-lMlontos_ ..

• Mantltnlmltnto SI SI NnttnlNntode losslstltNSdel'Mdld6f\ lllcomo lm reladonadosc:on su optradón, Woffllldón qw H

�ntrltnklsaNIQldtl,aar,e:tal

• COnfl lfflld6n e __ ,.._. plOOtdiMlonu, ,..,. a.

� SI SI rtaiuddndolin-odo-�

WOtMldón ubkadaien los .,.ICldt l,a ca-prttl 2

PrtHntar los promdlmlertos y p-do-

rtladoradoscon ta lmplementxfón 0.-•11 Pn la ellbcndóndel blLanc:e de hidrocarburos do los pl00tdlmlontos10Ud-, H

---doallt,Qdón,do p,oduddos. ti optt'3dor pMtntl los p,oc:edlmltrtos

conflrmmón 1Ntn>ldp:o, do a,msponclttas. El proono dt talara dt a:att.

,u,Uniml8\to. ION en cuenta dltoscla'fos • edstencfa: y el

• Ellborlddn dt t.llnot volU!INft bombNdoa ll POA.. f:n t3ntotl blbncade

SI SI .-considtra mMO daos dt enlradl la producd6ndet ft11i, afmMOel aport.tde II llateÑ uca......,, y

a>MO ulldl. ti IISl,mpdo ffl ti Punto dt Mtcldón. -Y•lp•nvlodo•lolOddo-

Noumálco.

El c:ontJadstai presenta los proctdlmlentm pn

• Qllbraddl'I dt los allbl1dóndtlo51-nmsdo-ck,losaalos

SI SI dllM lrUlbilldld a los Mismos a nittidt Wn:eros lnstNMtntcl dt Medid, KINtt.os, lníorNdón ubkadl en m 1nt10Sdt ta

-2 Adlóonalffltnte II los dilp1Ns 1 El--nalos�11....i.sdo pmo...,.(Dll"�-utcmiM Wrlestruausa, �fflt.H II IOI dl..,a,M

DIJll'INS,entl'aesdt lnduld 1a1� 11rwral mn la lsofMtricos y DTI' s. aunque fattana a:,ntar mn los

CZ,froodónlll ,_

dosatpdóndol m.,.¡c,dt los SI SI 1ff:hlwos ortllMIHde los lsomtlria:ls �,a obMMrtl hldn>C1'11un>1dtsdolospozoshosa dttallo dt i, ,_,. , lnfoMNdón ubicad, on ti puntodt IMdfdón,lndlmldolos los anexos dt lacarpttaS ly 2., al como tn la pictnn

----

S.pmonol• ..-dt lossl-•do--dolo,

0.-IV lnstrumtntosdt Qlfflpli ......... ..-19. froodón 1

SI SI --coonlt...a.s--odtffládosu

owdldón dtlosLnMt Clltl(ll'II OUIO, lrlonuddl'I ubodl tnlaplatN«iiZ

dol P1lf. _,.,.,.,, pdf.

•-los�dolos lnstn.mtntos: dt fNdkbl(DTI's. Oe�rdo11 la lnfonNdónprewrudlse Jdtnttflcln

D ......... dol0& lsolllttricos). AdldCNln>Onta lm cl.,a,... lsollllKricmmnwsponclentes I los

O.frocdónV lnmumtnt.osdt INdkbl esptdflc:arsJ se OJtntl mn Pff0nt1 SI SI ,isttma de llltCldón edstt-ntlK, lnfonnldón ublc;;ad.,

dt ,-,.,.ndl en sido o bien losa .... -... pdf.�-

udlizar encaso dt no awurmn ellos. do conlonoldad a,n ., _...,. 2211<

(nnMIOO.'\Jnon.11 ,�. H1dm1 1rhu11.A

--

Clbt'malt.quep;aralaprt,.rafliOlse utlllu,a ltrwts de un l0ltfdo la lnfrMst:rudura

de PeMH p¡ra ti lCOndkfoNllllrtl'Co de los hlchart>u101 lrlonnaddn pment3dal en los

IMICS.

WClf'Nd6ntA,lc:adlenttap.-Udoll.2A..1 IMdidón dt hidfocartliuro&.

cabe res,tu,quudldoMlmeru pmant.1 un Pl'Olf3IN pin la lm.,.tmÍnud6n del sistema dt

115dd,\, Información ublc;;ad., en ta �na 49 documtnllO pdfdtl PDl.

no se k»nttftael prot,1ffll dt Mlnlltn&mltnto -•losp,-dlmlontospmo-los

0.lllles dtberanest:armntfflidostn• skumade pstlón,adtlMldtsua,mpHm5tnllO.

nosekllndllca•lp..,....doa,,11-...... ltcla • •joa,l>r, a,n .. fl nallclod do

dtfllostnrsu illlple111entaddn.

.... a.dttarmlNdóndo .. _. los tio-oc.bu,os ti a,ntQtista •ntn9> ti

proctdlmlenllO dondt desatbe los p¡sos. tirita pin la toma dt muntra. como los dl<Um para la c»terffllnadón dt 111 Qlld.ld rep,wwntatlva del are� En este lndcaque lltamadt muesn-, p,ira

ti audo M IN a cabo tn tanq.,n • ailinaceNffllento antes dt etwllrb mrrttru a 11 ·--"-"',�·-'"

do....,¡Ndóndol•alidoddops,.,-• dfl fta H a:u-.idtran la lftutib11S deps

toNdllen los sist,,.. dt medldón dt ttWbdt ,...,. 1o as Ori<hlpa, y do 1o rso.cióndo

Compresión (ECO) a,l<NpO, llicomo • boa do p,om p,ira aquellos pozos que no tienen hade

�--·

nose lc»ntiflcatl �11dtcallbradóna ,..,..,, con lo-,.•-a. lmpl-nudón dol p<OCtdlmlonu,.

AdldoNl111tnteprewradlapama t:5qUt11111icos dt la lrlraHtndvradonde se

ldtrtlftca el mllntfo dt kil hidrocarburos desde los polOS hlSb los PM.

titas: UbkadonH y canbios debetin Nt'UnetW ICtUIUudos ydtbtQn fora• p,,lt dtl CltMO

«.,»M tnmpM.&llafnltdt COtlormlcud mn los LnMty udllundo los '°""""'5

_..ii. .....

-

I

10

11

12

,.

IS

,.

17

11

19

20

21

22

D

,.

42, fr-.cddn VI

4:Z. fracddn VII

42,fracdónVIII

42,frac:adnX

4:Z. fraafón XI

42, frKddnXII

•:z. ftamónXIII

4:Z. frlCddn IV

17

19, frac:ddn 111

19, fracddn lV

19,frac:dónY

21

22

D

Vl.9aneao 1 ¡uia de planes

uso compart,do CS.I Punto de Medldón

Pro.-,nnde

Se deber• da, 0.1mpl1mlento a los est&bleddo en el articulo 20.

pru•ntando el proyecto de aa.ierdo o aa.ierdos 01lebrldos entre

Implementación de los Todo• aquellos p,osrwnas o Ml!12nl1mos CM aono.,-.mas q!A den cumpllmrento a

�dldón y di: IH la lmplementaddn total de los instaladonesde mecan!smo1 de medldón

Incertidumbre de medida

haluKidn 1:conóffWca

Se d1berí dar 0.1mpllmlento al caphulo Vf de los LTMMH, y le

deberin report1rtos valores de lncut:ldumbre esUmtd1 PI,. los

M1t1m11 de medlddn que conformen el Mecanismo de Medld6n de 1,

All¡nadón, lnduyendo los pruupuutos de IM:trtidumbre y evtd•nd• de la truabihdad de los

slstemas de medldón corrupolldlentu como soporte

Pruenta, 11.s lnvenlone, ec:on6ff'Mcu ,.ladonldas con lu ■cllvidadu de lmplemen�ón, mantenimiento y

UHuramlento de la medlddn

Pro¡rama dt: Deber, dar a.,mphm•ento al aruo.,lo 7, lmplemt:ntacfdn de la fracddn IV artecu,o 10, ,niculo42

&n4c:ora de re,rsiro fr-.cddn X. 1rtlc:ulo 50

Pro¡,.madt: dl11nós1lco1

Compeand11 técnicas

lndic.doru de dt:sempel'lo

Responsable ofid&I

De 111 dertvldonH

Ttleme1ria

Cumpllmíento al attkulo SI

Se t·endr,n que lndulrcenlflcados, reconodmlentos, evldendas que

dtmuHttln QUI IH compttendH son ,cordel con los Mstem11 de medlddn lns11lldos o I ln1t.1l1t

Adldonalmt:nte M debe lndulr el 0'1lnl1�m•v CVs del penon1J

lnvolualdo en 11 mt:dldón, aslc:orno el Procr•m• corrupondlente •

c:apadtadón.

Cumplimiento I lo dJ1pueno en loi aruo.,ios 1D. 21.17, 21, 29. lO, 31., 32 y

n

Cumpl!rfflenlo 11 aruculo 9, lnduyendo 1us dato, pnt:�H corno uel pueuoque ocupa en la empre.s.1

y SUI d1101 de contacto

En el P\lnlo de Medldón y en 1, medlddn de trarufe,..nda no podriin

lnttalarH derivaaonu de tuben■, verificar en dl11r1mas

Presentar la dt:1a1pd6n de 101 sistemas teleme1ricos con que H 0.1enten o bien los pro1r1mas de

acllvldades • ra1H11, p1r1 conllr con ellos

O Operador Petrolero deber, ,a,.ntltar que l1 caJ/dad dt los

HldtoUrt>uros H pueda dt:tt:rmlnar en el Punto de Medldon, en 101 tilrm1nosde lo ut1bltddo en el

U P\lnto de Med1dón debulli Incluir un computador de nuJo con 111

ComputadOf dt nujo fundone1 de H1Uridad, oper1Uv1ty fitJcas que no pef'fflllln lltarac:ionH, ,si como contv con la c.acaddad de

De In ¡ene,.lldades

Los ,wsultados de los lnstNmentos de medida deber,n tener tr1nbllldad mttrolÓflca • pa1ronH nadoM.lu o

lnttmadonales

Lot Puntos de M•dlddn de 101 P■tronesd• referendl Hidrocarburos liQuldot, lnduyendo

Upo tuberil en el Punto los condensados, deber,n estar de Medldón dl1puesto1 c.on un patrón de

refel'9nd1 tloo tuberll oermant•. En Cumpllmltnto I IH frlCdont:s 1, 11 y 111

del articulo 23 . Pre.enarl1 O. 1, medldón del •au• dHc:r1pc:lón del manejo dal a¡u,

produdd1, uf como 1u medlddn, o calc:uto nara el b1t1n01 del '1u

O. la mediodn El Op�::;

1::�:: :;:

1

:�:�,fl12tmulu"sla, fracciones 1

' muh1"slcos en su plan d• desanollo ll y ll l pa,.laEx!rxddn

P,-llntar, la d•scrfpddn breve de los puntos de rntdldón, tipo y

ublc:adón en l1que se t:ntre11rin al comerdallzador los hidrocarburo,.

SI 51

"

" No

" SI

51 SI

SI 51

51 51

51 51

SI

SI SI

" "

" SI

51 SI

" No

No No

" 51

No No

" No

El contr1u1ta presenta los prosramn corresporwHentes • ta lmplementldón de 1os rtqueutos pa,. el

0,1mpllmlento de los LTMMH.

De aa.ierdo 11, lnform,dón presentad,, el operador presenta un proar-m• de utlmadón de IH En cuanto 1101 Puntos de Mtdlddn propu11to•

lncerddumbr11 para ti aAo Z>19, con 1, Hna/ldad de utos estan en procesos de rntJor1.s para el contar con los valores y an,llsll a los sfstemu de cumpllmlen10 1 lot v1loru Hltbleddos •n 101

rntdlddn UllttnlH, Información ubicad, en 1, p6cfn• LTMMH. •7' documento PDf

De .cuerdo 111 lnformakón pra .. ni.da por el Estos 1utos e lnvenlonu de aOJerdo a lo c:ontnU1t1 .. kienti"m un an,llltl téouco--ec:ondrnico, Observado ,.,.,,htlRn los pa,6metros de

en el 0.1al H lnduy•n las lnversjones y 1utos inmntdumbre tollatados en los L�. Memprw reladoMdos con mt:dldón hasta el ,,,02033 cuando se tlt:vt: 1 cabo t:I c::orreao 1e.u1mlento ,

Se ldtnufla en 11 lnfc>rrMddn Pftst:ntada que 1e Implementar, un1 bntc:ora elt:ctronlca para su re1,111,o. C.tM resaltar que 11 lnfoffl\ldón I c:onteneroa,, de l1 cu• se presem., sv proan,M de lmplerntnllddn, cumpflmlt:nto , lo solldttdo en losll""1�.

lnformldón ubicad• en la p6afna411>dt:I documento POf

El contntltll preHnt, el pro1r1m1 de dl-anonJcos Es ntcesarloque ene pro¡ram• MI Kt\lahtado para el ai'lo 2019, el cual se aplkat' a 101.slstemH de 1nu1lm1:n1e, y que fo«M: parte del 11.n,ma de

medld6n ul11entt:1 pstldn pua ,u resfstr0 y control

Oe .cuerdo , t, lnformaddn preHnt1d1, M ldtntlfica Adldonllmentt pruenta un pro¡ram, de que en este rnomanto ti contratista solo cuenta con capadtadón para ti personal lnvotucndo con la

una persona para las acuvfdadH de medición y otro 1:n medldón, la cual deberá reflt:ltr una rnefofl prom:10 de contratación, ob1er\llndo del prtmaro qut: cont1nu1 yl1 apllcaddn de los m1Jores t:1t1nd11u cuent• con los conocimientos mlnlmo1 pero adecuados

pan re1J111r actlvldade1 rtlad0Md11 con medlddn.

se Identifican llndic.do,-s de desempei'io • desanollar e Implementar con los aitlu se ob1en,a 1e podfi rnosu1, el desempel'lo d• los Jn1trvmentos que

conforman to1 mecanllfflOt de medldOn

[I contml1ta prtsenl1 lo1 dalos del respon11ble oRdaJ, el a,at duempel\a como ruponuble de la

rntdlddn del 6rea c:onUKtUal

De ao.,erdo a la Información y d!asr-mas p,ennlados no st ob11:ran der1vadones •n los sistemas de

mediddn propUHlOS

U contnU1t1 manifiesta que se tendfi un sl1tem1 telemftrtco par, 101 1l1temes de uansfe,.nda de

C1.11tod11 y puntos dt medlddn, p11'11 lo c:ual presenta un prol'lffll para su lmplement1ddn, pro1ram1 ubicado

en 11 D6■1n,4ndal documento PDf ctt:I POE.

Con l1 flnallct.d de contar con 101 hidrocarburo• en condldones de cal/dad de conformidad con to

Htableddo en los LTMMH, el contnUIII p,eHnta ,. prop!Altl pa,. contar con 11 lnfru1uuct:ura neceui,11

Plrl el .c:ondidonamlento

De acue,rdo. ,. lnfcwmaddn P,tltntldl, los 11uernas de medlddn proput:1tos cont1rin con computadores

de nuJo para el re¡fstro y C.,culo de los datos de rntd,ddn

De acuen:loc:on lo manifestado por •I contratln.a. y 1 11 lnfonn.odn preHnt1d1 Muta tn el proc:uo d• contar

o,n la 1r111b1l1dad para cada uno de los slstemH dt: medlddn tanto p,ra l"'uldo como para IH, y1 qut:

11t1n sJendo rehabilitados Dlfl su ooet1ddn

Se ldenllflc.a que •I con1rat/1ta no cuenta con patrones dt: reft:rend1, Y1 qut: 11 Ktlvldtd de dar 1r1ubllldad 1 los sl1temu de medldón, teti rulliado I travh de un

111"01,0 1c:redlt1do

El contratlsui m,n1ne111 que se est, reh1blllt1ndo 11 pl1nt1 de lnyec:ddn dt qua. contando ya c:on pozos letrina p1r1 t:110, cabe resaltar que se Instalará un

1l,1•m1 d• madtdón Plrl su Q.lll'"ltlflcaddn

No presento propuesta de medlddn con eau,po mutllfhlco

El contratista cuenta c:on lnfr11Htructur1 en su bltt:na de separación para 1, C1.1ant1"ctddn de los 1foro•da

poto, además de rullz111o •n aJ1unos de ffl.lMra loal rntdlanta s■pa,-,dor de pru•tHI

pa,. ., cumptlml•nto de IH lld.lvldldH reladonadH con medldón

Para Htos lndlc::tdoru se presenta el nombre, fre01ena■• unidad y la m1ntr1 corno sefln

calailtdos.

tJ con .... ,s • p,e1en .. ,a ev1ae, .... a .. e que e ruponnble ofldal C1.1enta con las facultades dt

conformJdld con el atticuto tde los l™"-91. Adido��mente p,e��nta el ors1nl¡r�dodne

EJ c:ontntlsll planea contar con 1, talemeiril entre los al\os 2019-2020

Oh:t,a Infraestructura estará Usta pan el _,o 2022

aauahnente la medlddn del 11u1 H lleva tn el tanque vutltll lmed1dón en,uca), y ,u

tnt1mfen10 • uavu de 1nfrautruaun1 de otro operador petrólero

Los votumenes de estos ,ro ros debe"n Ht repona,dos d• confonnldN con los LTMMH

f

Adicionalmente el Contratista presentó los procedimientos para la asignación de la producción de petróleo y gas con base en las mediciones fiscales, de transferencia, de referencia y operacionales. Estos procedimientos describen los pasos para asignar la producción al área contractual CNH-R01-L03-A7/2015 Cuichapa Poniente y sus respectivos pozos. Para la asignación de la producción se considera las mediciones de aceite y gas realizadas en la Batería de Separación (BS) Cuichapa 11 proveniente de los pozos con línea de descarga, así como, la medición con equipo portátil tipo multifásico para los pozos que no cuentan con línea de descarga.

Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición del Area Contractual 7 campo Cuichapa Poniente, la Dirección General de Medición manifiesta que, el Contratista presentó la información y requerimientos necesarios para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales fueron evaluados de conformidad con los establecido en los LTMMH, además que de conformidad con el artículo 43 de los L TMMH se solicitó la opinión de la ubicación por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

b. 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 Secretaria de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.057/2019 de fecha 18 de febrero de 2019, a lo cual mediante Oficio 352-A-016 con fecha del 22 de febrero de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Contratista Servicios de Extracción Petrolera Lifting e México, S.A. de C.V., para el Area Contractual 7 campo Cuichapa poniente, manifestando que para esta opinión se tienen las siguientes consideraciones, 1) que se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en lamedición de hidrocarburos de conformidad con el artículo 6 de los L TMMH, 2) que se observe en el MPMSdel Instituto Americano del Petróleo (API) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 delos L TMMH 3) De acuerdo a lo señalo en artículo 28 de los L TMMH, que los hidrocarburos a evaluar en elpunto de medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, en virtud de las característicasde los hidrocarburos extraídos y, 4) de conformidad con lo establecido en la fracción 1, V y VII, del articulo41 de los LTMMH, se cumpla con las normas y estándares nacionales e internacionales que correspondany en caso de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en elAnexo 11 de los L TMMH.

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Operador Petrolero cumplen con lo establecido en los LTMMH, 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 presente análisis técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.

c. Obligaciones:

1. El Contratista deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas yevaluadas en el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con lo establecido enel presente Dictamen,

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

3. Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medición como loestipula el artículo 48 de los L TMMH,

4. Los volumenes y calidades del Petróleo y Gas a medir deberán ser reportados de conformidadcon lo establecido en los LTMMH y normatividad vigente,

5. Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usados en los Puntosde Medición, así como los sistemas de medición operacional, referencial y transferencia,

Iconforme a lo establecido en el presente Dictamen,

6. El Contratista, deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acrediteque el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta ./administración de los Sistemas de Medición, Y

X

\1

� d-

7. El Contratista deberá utilizar y mantener los sistemas telemétricos para monitorear en tiemporeal la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con loestablecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH.

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

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

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

d. Conclusiones:

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presenta por el Contratista Servicios de Extracción Petrolera Lifting e México, S.A. de C.V., respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para el Área Contractual 7 campo Cuichapa Poniente, en la solicitud de aprobación de su Plan de Desarrollo, la cual consiste en acondicionar la infraestructura y los Sistemas de Medición para el manejo y acondicionamiento futuro de los Hidrocarburos, con la finalidad de que cumplir en volumen y calidad para la medición fiscal del Área Contractual, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.

Por lo que derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables los Puntos de Medición propuestos por el Contratista, siempre y cuando se de cumplimiento a las mejoras propuestas para la infraestructura y sistemas de medición con los cuales se realizara el manejo y acondicionamiento de los hidrocarburos y/o se de cumplimiento al artículo 28 de los L TMMH en su versión más reciente, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen.

Respecto a las actividades propuestas por el Contratista en el Plan de Desarrollo, se concluye lo siguiente:

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por el Contratista parael Plan de Desarrollo, en términos de articulo 43 de los L TMMH, del cual se concluye:

i.

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, 15, 16, 17, 19, fracciones 1, 11, 111, IV, V, 21, 22, 23, 25, fracción 1, 11,111, IV, VI, VII, 26, 27, 28, fracciones 1, 11, 29, 30, 31, 32, 34, 35, 38, 39, 40, 41 y 42, así como el anexo 9 del

/ Contrato. Se analizó la información proporcionada por el Contratista respecto a la Gestión y Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para el contenido integral del V-artículo 44 de los L TMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en el \'f artículo 42 de los LTMMH. \( 777 11

/- �

iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismosson congruentes con el Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista.

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de laSecretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos deMedición mediante el Oficio 250.057/2019 de fecha 15 de febrero de 2019, a lo cualmediante oficio 352-A-01 O con fecha del 21 de febrero de 2019 se respondió que está deacuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Contratista Serviciosde Extracción Petrolera Lifting e México, S.A. de C.V., " ... siempre que los mecanismos ypuntos de medición propuestos por el Asignatario; (i) permitan determinar el volumen y lacalidad de los hidrocarburos provenientes del área referida, de conformidad con losLineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos (Lineamientos) expedidospor la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y (ii) ) en relación con lo anterior, y toda vezque el Contratista prevé dos etapas dentro del plan de desarrollo propuesto, unadenominada Etapa de medición actual y otra denominada etapa futura respecto de loscuales presentó una propuesta de punto de medición, me permito realizar algunasconsideraciones ... ", resaltando que la determinación del volumen y calidad de loshidrocarburos, se puede determinar de conformidad con lo establecido en los LTMMH.En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Mediciónpropuestos por el Contratista, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH endichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los L TMMH, por lo cual se advierteque dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos.

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

a. Se evaluó y determinó la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Mediciónpara llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así comola Medición Operacional y de Transferencia, de acuerdo a la evaluación anteriormentepresentada

b. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbrey parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH para los Sistemasde Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de lossistemas de medición a la Comisión conforme al articulo 48 de los L TMMH.

c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos deMedición, se propone aprobar los programas de los Diagnósticos presentados por partedel Contratista, en términos de la fracción XI del articulo 42 y 58 de los L TMMH.

d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área Contractual 7campo Cuichapa Poniente en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, elContratista deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen yel Plan de Desarrollo presentado.

e. La instalación, operación, mantenimiento y calibración de los sistemas de medición estaráa cargo del Contratista y deberán cumplir con la normatividad aplicable y las mejoresprácticas de la industria, de conformidad con la cláusula 11.3 del Contrato.

f. La información del balance y producción de Petróleo y Gas deberá presentarse en losformatos definidos por la CNH, en el Anexo I de los LTMMH, los cuales deberán entregarsefirmados y validados por el Responsable Oficial.

j) Comercialización de Hidrocarburos

El gas producido en el Área Contractual es enviado a la red de bombeo neumático, a Planta Deshidratadora

IÁgata, Planta Deshidratadora El Plan y a Planta Deshidratadora La Venta, en las cuales es entregado a PEP, quien es el comprador de la totalidad de la producción de hidrocarburos del Campo Cuichapa Poniente en cuanto a la comercialización, el Contratista hace mención que por el momento la venta de los '(f hidrocarburos producidos se realiza a PEP.

,fr- \

7

�

0

Cabe señalar que, la corriente de gas actual es de 2.5 mmpcd, sin embargo, el Contratista especifica que como resultado de las actividades de perforación y reparación de pozos que se adelantarán durante el Plan de Desarrollo, se tiene pronosticado la instalación de un sistema modular de compresión en la BS-2, como finalidad dicho sistema tendrá una capacidad de 15 mmpcd, con posibilidad de incremento, hasta 20 mmpcd.

Por otro lado, el flujo de los fluidos de producción inicia en los pozos productores, pasando por las líneas de descarga, llegando a la BS-2, posteriormente ingresa a un múltiple de válvulas donde se puede bifurcar la corriente hacia separadores de prueba y separadores generales de donde continúa hasta tanques de almacenaje, es importante resaltar que este fluido es bombeado hacia la Planta Deshidratadora Ágata de PEP donde se pone en especificaciones de venta.

En lo que respecta a condensados, los volúmenes de estos son muy pequeños por lo que estos son mezclados con el aceite para mantener su gravedad API.

k) Programa de Aprovechamiento del Gas Natural

El Contratista, en cumplimiento al inciso (iv) de la Cláusula 5.3 del Contrato, y de acuerdo a lo establecido en los artículos 1 O y 22 de las Disposiciones de aprovechamiento de gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (en adelante, Disposiciones de aprovechamiento de gas) presentó el Programa de Aprovechamiento de Gas asociado al Plan de Desarrollo, dentro del cual detalla que contará con la infraestructura necesaria para alcanzar la meta de 98% de aprovechamiento de gas dentro de los primeros tres años de la vigencia del Plan de Desarrollo materia del presente Dictamen y una vez alcanzada dicha meta, será mantenida a través de la ejecución de inversiones enfocadas a acciones de adecuación de la infraestructura y de mantenimiento de los equipos que manejarán el gas producido en el Área Contractual.

Lo anterior, se considera técnicamente viable, conforme a lo siguiente:

1. El Plan de Desarrollo vigente fue aprobado por la Comisión mediante ResoluciónCNH.E.11.004/17, con el objeto de asegurar la continuidad operativa en el Área Contractual, siendosu vigencia sujeta a la ejecución del Periodo de Evaluación.

2. En términos de los Criterios, esta Comisión estableció los elementos mínimos que debía contenerel Plan de Desarrollo para la Extracción, a fin de lograr la continuidad operativa de referencia, sinconsiderar la aprobación de un Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (Programade Aprovechamiento) en términos de las Disposiciones de aprovechamiento de gas emitidas porla Comisión.Lo anterior, toda vez que carecía de la información técnica para presentar un Plan de Desarrolloacorde con el contenido integral de los Lineamientos y el Contrato.

3. Una vez concluido el Periodo de Evaluación, la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo fuepresentada por el Contratista en cumplimiento a los Criterios. Dicha solicitud considera la ejecuciónde Actividades Petroleras hasta el límite económico determinado por el Contratista y por lo tantoconsidera el contenido integral tanto del Contrato como de los Lineamientos, incluido el Programade Aprovechamiento.

4. El Programa de Aprovechamiento forma parte de la modificación al Plan de Desarrollo materia deanálisis del presente Dictamen conforme a los artículos 3, fracción XXIII y 10 de las Disposicionesde aprovechamiento de gas.

Por lo antes referido, resulta procedente que el Contratista alcance la meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado dentro de los tres primeros años a partir de la aprobación de la modificación al Plan de Desarrollo.

Durante la vigencia del Plan de Desarrollo, el Contratista aprovechará el gas natural producido en el Área Contractual para cumplir con los requerimientos de gas para el bombeo neumático y como combustible en compresoras, siendo el excedente aquello que será comercializado, mientras que el volumen no

aprovechado, será enviado a destrucción contralada, de conformidad con el artículo 6 de las Disposiciones de aprovechamiento de gas.

En la Tabla 13, Tabla 14 y Tabla 15 se muestra el Programa de Aprovechamiento de Gas de manera mensual para los años 2019, 2020 y 2021 y posteriormente, en la Tabla 16 se observará el Programa de Aprovechamiento de Gas de forma anual a partir del año 2022 hasta la vigencia del Plan de Desarrollo, es decir el año 2033.

Programa de Gas (MMPCD) Ene Feb Mar Abr May Jun Ju/ Ago

Producción de gas 407.0 381.9 438.6 436.8 468.5 465.0 485.6 490.6

Gas producido fuera del 4.7 4.2 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7 4.7

Área Contractual

Auto-Consumo Anual 30.3 27.4 30.3 38.3 39.6 38.3 39.6 37.2

Gas Bombeo Neumático 191.1 172.6 191.1 184.9 191.1 184.9 191.1 191.1

Traspaso PEP-Contratista 4.7 4.2 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7 4.7

Conservación O.O O.O o.o O.O o.o o.o o.o o.o

Trasferencia o venta Contratista - PEP 124.0 126.0 139.5 147.0 176.7 180.0 186.0 186.0

Gas Natural no Aprovechado

% de aprovechamiento

Programa de Gas (MMPCD)

Producción de gas

Gas producido fuera del Área Contractual

Auto-Consumo Anual

Gas Bombeo Neumático

Traspaso PEP-Contratista

Conservación

49.9 45.4 73.0 62.0 56.4 57.2 64.2 71.6

85.0 85.5 82.5 84.9 87.1 86.9 86.0 84.6

Tabla 13. Programa de aprovechamiento de gas 2019


Ene Feb Mar Abr May Jun Ju/ Ago

552.4 521.2 561.4 547.7 570.5 556.1 579.1 583.4

4.7 4.4 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7 4.7

38.2 35.7 38.2 37.0 38.2 37.0 38.2 56.9

229.3 214.5 229.3 221.9 229.3 221.9 229.3 229.3

4.7 4.4 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7 4.7

O.O O.O O.O O.O O.O o.o O.O O.O

Trasferencia o venta Contratista - PEP 232.5 217.5 240.3 240.0 263.5 255.0 263.5 263.5



Programa de Gas (MMPCD)

47.8 49.1 49.0 44.4 34.8 37.7 43.4 29.1

90.6 89.8 90.5 91.2 93.1 92.5 91.8 94.3

Tabla 14. Programa de aprovechamiento de gas 2020.


Ene Feb Mar Abr May Jun Ju/ Ago

Sep Oet Nov

479.3 500.1 488.7

4.5 4.7 4.5

36.0 37.2 36.0

184.9 191.1 184.9

4.5 4.7 4.5

o.o O.O o.o

198.0 204.6 198.0

55.8 62.6 65.2

87.5 86.7 85.9

Sep Oet Nov

568.5 591.7 580.8

4.5 4.7 4.5

55.0 56.9 55.0

221.9 229.3 221.9

4.5 4.7 4.5

O.O O.O O.O

270.0 279.0 270.0

17.0 21.9 29.4

96.2 95.6 94.2

Sep Oet Nov

Die

509.5

4.7

38.2

191.1

4.7

o.o

217.0

58.5

87.7

Die

604.3

4.7

56.9

229.3

4.7

O.O

294.5

19.0

96.1

Die

�

I Producción de gas 654.2 594.5 662.1 640.1 656.0 629.7 645.5 640.3 614.7 630.2

Gas producido fuera del

605.1 620.4 k

Área Contractual 4.7 4.2 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7

�

\2-c.

G

Auto-Consumo Anual 54.6 49.3 54.6 52.8 54.6 52.8 54.6 54.6 52.8 54.6 52.8 54.6

Gas Bombeo Neumático 275.2 248.5 275.2 266.3 275.2 266.3 275.2 275.2 266.3 275.2 266.3 275.2

Traspaso PEP-Contratista 4.7 4.2 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7 4.7 4.5 4.7 4.5 4.7

Conservación O.O O.O o.o O.O O.O O.O O.O O.O o.o O.O O.O O.O

Trasferencia o venta Contratista - PEP 294.5 266.0 294.5 285.0 294.5 285.0 294.5 294.5 283.2 287.8 273.8 278.1

Gas Natural no Aprovechado 25.3 26.5 33.2 31.4 27.1 21.1 16.6 11.4 3.3 8.0 7.7 7.9

% de aprovechamiento 95.5 94.9 94.3 94.4 95.2 96.0 96.7 97.5 98.0 98.0 98.0 98.0

Programa de Gas (MMPCDJ

Producción de gas

Gas producido fuera del Área Contractual

Auto-Consumo Anual

Gas Bombeo Neumático

Traspaso PEP-Contratista

Conservación

Trasferencia o venta Contratista - PEP



Tabla 15. Programa de aprovechamiento de gas 2021


2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

7642.9 7107.7 6684.7 6278.3 5937.8 5647.0 5425.1 5243.6

54.8 54.8 54.9 54.8 54.8 54.8 54.9 54.8

642.8 642.8 644.5 642.8 642.8 642.8 644.5 642.8

3887.6 3887.6 3898.3 3887.6 3887.6 3887.6 3829.1 3887.6

54.8 54.8 54.9 54.8 54.8 54.8 54.9 54.8

O.O O.O O.O O.O o.o O.O O.O O.O

2958.5 2434.0 2007.1 1621.2 1287.6 1002.6 841.8 607.2

99.2 88.5 79.9 71.9 65.1 59.3 -14.4 51.2

98.0 98.0 98.0 98.0 98.0 98.0 98.0 98.0

Tabla 16. Programa de aprovechamiento de gas 2022-2023


2030 2031 2032

5088.3 4914.0 4806.4

54.8 54.8 54.9

642.8 642.8 644.5

3887.6 3887.6 3898.3

54.8 54.8 54.9

O.O O.O o.o

455.0 284.3 166.4

48.1 44.6 42.3

98.0 98.0 98.0

De la evaluación al Programa de Aprovechamiento de Gas presentado por el Contratista, se advierte que las acciones e inversiones proyectadas son acordes y suficientes para alcanzar y mantener la Meta anual de Aprovechamiento de Gas Natural durante la vigencia del Plan de Desarrollo.

En términos de la Cláusula 14.1 de Contrato, el Contratista presentó los volúmenes de gas que considera utilizar como Autoconsumo como combustible en diversa maquinaria dentro del Area Contractual, así como en la red de bombeo neumático, de conformidad con lo establecido en los artículos 4, fracciones I y IV, así como 5, fracción 1, de las Disposiciones de aprovechamiento de gas. Dichos volúmenes se observan en la Tabla 13, Tabla 14, Tabla 15 y Tabla 16.

2033

4678.0

54.8

642.8

3887.6

54.8

o.o

53.0

39.9

98.0

Cabe hacer mención que en términos de la Cláusula 14.1 del Contrato, el Contratista no podrá quemar ni

�

ventear gas natural, excepto por los límites autorizados por las autoridades gubernamentales competentes o en la medida que sea necesario para prevenir o mitigar una emergencia, sujeto a los requerimientosprevistos en la normatividad aplicable.

Por otra parte, el Contratista presentó el estimado de la máxima Relación Gas Aceite (RGA) esperada con la cual será posible alcanzar los objetivos de factor de recuperación planteados. La determinación de esta RGA fue realizada por el Contratista con base en el comportamiento de la producción de los pozos seleccionados y de un análisis de balance de materia. El valor máximo determinado por el Contratista para a RGA es de 1,700 pc/bl en el campo. I Con lo anterior, se procura el aprovechamiento del gas en términos del artículo 39, fracción VII de la Ley � de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y 7, fracción VII y 8 fracción 11, inciso g) de w>los Lineamientos, así como de la Cláusula 5.3 del Contrato. JI

��

1) Cumplimiento Contractual

De la revisión efectuada a la información ingresada como parte del Plan de Desarrollo del Area Contractual 7 Cuichapa Poniente, se emite la siguiente opinión técnica:

a) Área de Extracción:

De conformidad con la Cláusula 5.3 "Plan de Desarrollo", el dicho Plan deberá de contemplar una parte o la totalidad del Area Contractual. Asimismo, dado que el Contrato CNH-R01-L03-A7/2015 es un Contrato para la Extracción de Hidrocarburos, y de conformidad con el numeral 11 de los Criterios para determinar el Area de Extracción asociada a Áreas Contractuales y de Asignación, publicado mediante Acuerdo CNH.E.35.002/2018, se entenderá que el Area de Extracción corresponde con la totalidad del Area Contractual, misma que es de 41.464 km2, de acuerdo con el Anexo 1 del Contrato.

Programa Mínimo de Trabajo:

Para efectos de este Contrato y de conformidad con el Anexo 6 del mismo, el monto de Unidades de Trabajo (UT) comprometidas como Programa Mínimo de Trabajo (PMT) era de 4,800 UT, además de 4,752 UT correspondientes al incremento en el Programa mínimo de Trabajo, dando un total de 9,552 UT a ejecutarse durante el Periodo de Evaluación.

Mediante los escritos CNH-R01-L03-A7/050-2018, CNH-R01-L03-A7/050-2018, CNH-R01-L03-A7/058-2018 el Contratista solicitó a la Comisión la acreditación del PMT y de su incremento. En atención a lo anterior y derivado de la revisión a la información ingresada por el Contratista, se acreditaron 12,800 UT, lo cual fue notificado al Contratista mediante los oficios 260.447/2018 y 260.714/2018 con fecha 13 de abril y 18 de junio de 2018, respectivamente.

Derivado de lo anterior, el Contratista acreditó la totalidad de UT comprometidas como parte del PMT y su incremento, por lo que, a solicitud del Contratista, se realizó la devolución de la Garantía de cumplimiento correspondiente.

Informe de Evaluación:

De conformidad con la Cláusula 4.8 "Informe de Evaluación", misma que señala que, el Contratista deberá de entregar a esta Comisión un informe de todas las actividades de Evaluación llevadas a cabo durante dicho Período, que contenga cuando menos la información a que se hace referencia en el Anexo 8 del Contrato, el Contratista presentó a la Comisión dicho Informe de Evaluación mediante escrito CNH-R01-L03-A7/064-2018, el día 26 de abril de 2018.

Plazo para Presentación del Plan:

Las Cláusulas 5.2 y 5.3 del Contrato señalan lo siguiente:

"5.2 Notificación de Continuación de Actividades.

(a) A más tardar treinta (30) oras después de la terminación del Perrodo de Evaluación, elContratista deberá informar a la CNH si desea continuar con las Actividades Petroleras en el Areade Evaluación (la "Notificación de Continuación de Actividades'?.(b) Una vez emitida la Notificación de Continuación de Actividades, el Contratista deberá presentarel Plan de Desarrollo, de conformidad con lo previsto en la Cláusula 5.3.

5.3 Plan de Desarrollo. En caso que en el Area Contractual se encuentren Campos en producción a la fecha de adjudicación del presente Contrato, el Contratista tendrá la obligación de presentar un Plan de Desarrollo dentro de los ciento veinte (120) oras siguientes a la Fecha Efectiva, para dar continuidad a las actividades de Extracción previstas en el Plan Provisional.

En caso de las Areas de Evaluación, el Plan de Desarrollo deberá ser presentado dentro de los ciento veinte (120) Dfas siguientes a la Notificación de Continuación de Actividades ... "

La Notificación de Continuación de Actividades fue presentada por el Contratista a la Comisión el 21 de mayo de 2018 mediante escrito CNH-R01-L03-A7/078-2018.

De acuerdo con el primer párrafo de la Cláusula 5.3, el Contratista presentó el Plan de Desarrollo el 07 de septiembre de 2016, el cual fue aprobado por la Comisión mediante Resolución CNH.E.11.004/2017. En dicha resolución se establece lo siguiente:

" ... El Contratista deberá presentar una modificación para actualizar su Plan de Desarrollo para la Extracción una vez que concluya el Periodo de Evaluación y las Actividades Petroleras contempladas en el Plan que, en su caso, se apruebe para dicho periodo, la cual deberá considerar el contenido integral de los Lineamientos de Planes, en relación al contenido del Contrato ... "

Derivado de lo anterior, el Contratista ingresó la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción el dia 26 de noviembre de 2018.

Uso Compartido de infraestructura:

El numeral 3 inciso a), fracción ii) del Anexo 9 del Contrato establece que el Plan de Desarrollo debe contener cuando menos lo siguiente:

" ... ii) Descripción general de los Materiales que van a ser construidos o empleados en relación con ese Plan de Desarrollo, incluyendo una descripción de las Instalaciones de Recolección y en su caso, aquellas en las que se contemple el uso compartido de conformidad con el Anexo 13 ... "

Al respecto, el Contratista no manifiesta que se contemple el uso compartido de infraestructura de conformidad con el Anexo 13. Por otra parte, con respecto al equipo adicional a instalar para el Plan de Desarrollo, se indica que se refiere a infraestructura de uso exclusivo de Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V.

Abandono

El numeral 3 inciso a), fracción vii) del Anexo 9 del Contrato establece que el Plan de Desarrollo debe contener cuando menos lo siguiente:

" ... vii) Acciones previstas para el Abandono de las instalaciones que van a ser utilizadas en el curso del Periodo de Desarrollo, incluyendo el Costo total estimado que el Contratista espera de las operaciones de Abandono ... "

La Cláusula 17. Abandono y Entrega del Area Contractual, enuncia lo siguiente:

" ... 17.1 Requerimientos del Programa. El Contratista estará obligado a llevar a cabo todas las operaciones relacionadas con el Abandono del Area Contractual. El Plan de Desarrollo presentado para la aprobación de la CNH deberá contener una sección relacionada con el Abandono, la cual deberá incluir todas las actividades necesarias para el taponamiento definitivo de Pozos, restauración, remediación y en su caso, compensación ambiental del Area Contractual, desinstalación de maquinaria y equipo, y entrega ordenada y libre de escombros y desperdicios del Area Contractual. Dichas actividades deberán realizarse conforme a las Mejores Prácticas de la Industria, al Sistema de Administración y a la Normatividad Aplicable ...

... 17.3 Fideicomiso de Abandono. El Contratista deberá abrir un fideicomiso de inversión (el "Fideicomiso de Abandono'?, que esté bajo el control conjunto de la CNH y el Contratista, en una (()

I institución bancaria mexicana autorizada por la CNH... \ 7""7-, f

cfr � G

. . . 17.4 Fondeo del Fideicomiso de Abandono. El Contratista deberá depositar al Fideicomiso de Abandono un cuarto (1/4) de la Aportación Anual al término de cada Trimestre ... "

Por otra parte, la Sección VI. De la Reserva de Abandono del Anexo 4 del Contrato indica lo siguiente:

" ... 1.11 Una vez aprobado el Plan de Evaluación y/o el Plan de Desarrollo por/a CNH, el Contratista deberá crear la reserva de Abandono. . . Para tal efecto, el Contratista deberá constituir el Fideicomiso de Abandono.

1. 12 ... Cada Periodo, el Contratista aportará a dicho fideicomiso los recursos para el fondeo delas operaciones de Abandono en el Are a Contractual conforme se establece en el Contrato . .. "

Derivado de lo anterior, el Contratista presenta como parte del Plan de Desarrollo para la Extracción una sección titulada "Abandono de pozos e instalaciones", en la cual se incluyen los criterios para el abandono de pozos e instalaciones, costos de abandono, cronograma de abandono y fideicomiso de abandono.

De acuerdo con el numeral 3 inciso a), fracción vii) del Anexo 9 del Contrato, el Contratista indica que el costo de abandono de 118 pozos es de 17,836.88 musd; mientras que el costo de abandono de las instalaciones es de 3.12 mmusd.

En relación con el Fideicomiso de Abandono el contratista indica que "Cada Periodo, el Contratista aportará a dicho fideicomiso los recursos para el fondeo en las operaciones de abandono en el Área Contractual conforme se establece en el Contrato respectivo".

Asimismo, en el Plan de Desarrollo se menciona que lo correspondiente a los cálculos de aportaciones anuales y costos de abandono, así como el cronograma de aportaciones y montos a retirar durante los eventuales procesos de abandono de instalaciones y pozos, previo a la finalización del Plan de Desarrollo, se consideró de manera preliminar en el capítulo de Análisis Económico.

Por otra parte, también se indica que una vez que se establezca formalmente el Fideicomiso de abandono y se comiencen a hacer las aportaciones correspondientes, se elaborarán los programas de trabajo y cronogramas definitivos para la ejecución de las actividades de abandono, que serán presentados a la CNH para su aprobación y consecuente ejecución. ti'

777 f'

V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en laextracción 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 la Tabla 17 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción II de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos y artfculo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos:

Metas o parámetros Característica

de medición

1

Porcentaje de la

Tiempo de diferencia del tiempo

promedio de las reparaciones

reparaciones en pozo en pozo

con respecto al

programado

Porcentaje de

reparaciones exitosas

con respecto al

Tasa de éxito número total de

de reparaciones hechas.

reparaciones El éxito se considera

cuando existe

optimización de la

producción en el pozo

Porcentaje de la

diferencia entre las

Reparaciones reparaciones mayores

mayores realizadas respecto a

las programadas en el

año

Porcentaje de

desviación del gasto

Gasto de de operación real con

Operación respecto al

programado en un

tiempo determinado

Porcentaje de

desviación del

Desarrollo de desarrollo de reservas

reservas real con respecto al

programado en un

tiempo determinado

Porcentaje de

desviación del

volumen inyectado

real de fluidos (como

Inyección de nitrógeno, gas natural,

fluido dióxido de carbono,

vapor, surfactante o

agua) con respecto al

programado en un

tiempo determinado

Unidad

de

medida

Porcentaje

de

desviación

Porcentaje

Porcentaje

Porcentaje

de

desviación

Porcentaje

de

desviación

Porcentaje

de

medición

Fórmula o descripción del indicador

TRP = (7RPreal-TRPplan)*lOO

TRPplan

pozos

TER = ( reparación exitosos )*lOOtotal pozos reparación

DRMA =

(RMA real -RMA plan

)*lOO RMAplan

DGO = (GO real-GO plan)*lOO

GO plan

DDR = (ºR real-DR plan)*lOO

DRplan

DIF = ('Freal-lFplan)*lOO

/Fplan

1 '

Frecuencia de Periodo de reporte a la

1

medición Comisión

Al finalizar la

reparación- Al finalizar la reparación-

terminación de terminación de un pozo

un pozo

Al término de la

reparación y Al término de la reparación y

prueba de un prueba de un pozo

pozo

Trimestral Trimestral



Mensual Mensual

1

Unidad Metas o parámetros Frecuencia de Periodo de reporte a la

Caracterlstica de Fórmula o descripción del indicador de medición medición Comisión

medida

Barriles PROD

1 Pcod,ccióa p,=ed;o

Productividad de un pozo o grupo por día de pozos entre el tola 1 _ pozo o grupo de pozos (producción diaria promedio de un

) Mensual Mensual

de pozos Porcentaje de

diferencia entre el

(bpd) -número de pozos

Porcentaje Factor de factor de recuperación de Trimestral Trimestral recuperación real con respecto al desviación planeado en un tiempo determinado

Porcentaje de la

D F R = (FR real -FR plan)*

lOOFR plan

Contenido diferencia entre el Porcentaje contenido nacional de Trimestral Trimestral Nacional

1utilizado respecto al desviación DCN

= r

N real -CN plan)•100 programado CN plan

--

Magnitud Presión por Caída de la presión de la

llP = PA la fecha de presentación del Plan - PActual Trimestral Trimestral yacimiento por yacimiento caída de presión

Tabla 17. Indicadores de desempeño.

(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 artículo 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 Contratista en el Área Contractual, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esté de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipo de actividadesejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 18.

Actividad Programadas Ejercidas Porcentaje de

desviación Análisis convencionales de núcleos 3

Análisis especiales de núcleos 4

Análisis geoquímico de muestras 1

Servicios de Perforación de Pozos 6

Terminación de Pozos 6

Reparaciones Mayores 80

Reparaciones Menores 5,105

Realización de pruebas de producción Modelo de simulación de yacimientos 1

Análisis PVT 4

Análisis de hidrocarburos 1

Análisis especiales fluido-roca para estudios de 2 Recuoeración Secundaria v Meiorada Batería de Separación No.2 1 Batería de Separación Acalapa 1 Instalación de compresor en la Estación de

1 Comoresión Planta de Inyección de Agua 1

Actividad Programadas Ejercidas Porcentaje de

desviación Duetos OGD Acalapa - BS2 1

Abandono de pozos 119

Abandono de infraestructura 3 - . .

Tabla 18. Indicador de desempeno de las actividades e1erc1das.

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

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidasrespecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 19.

1

11

111

IV V

VI VII

VIII IX

X

Erogaciones Sub-actividad

Programa de ejercidas

erogaciones (USD) (MMUSD)

General 82,683.5 Geología 840.0 Perforación de Pozos 10,728.0 Pruebas de Producción 72.0 lnQenieria de Yacimientos 379.0 Intervención de Pozos 92,993.9 Otras Ingenierías 837.0 Construcción Instalaciones 24,564.0 SeQuridad, Salud v Medio Ambiente 16,675.1 Abandono 21,046.3 Costos totales 250,818.8

Tabla 19. Indicador de desempeño del Programa de Inversiones.


Indicador Programa de Erogaciones/

ejercidas

iii) Las actividades Planeadas por el Contratista están encaminadas al incremento de la producción enel Área Contractual, mismo que está condicionado al éxito de dichas actividades. La Comisión daráel seguimiento a la producción real de gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades,como se muestra en la Tabla 20.

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

Producción de aceite

5.89 7.33 7.78 6.72 5.76 4.97 4.28 3.67 3.15 2.73 2.43 2.15 1.84 1.62 1.41 programada (mbd) Producción de aceite real (mbd) Porcentaje de desviación Producción de gas

9.04 11.23 11.93 10.29 8.82 7.61 6.55 5.62 4.82 4.17 3.72 3.29 2.81 2.48 2.17 programada (mmpcd) Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de desviación

.. Tabla 20. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y de gas en función de la producc,on reportada.


VI. Sistema de Administración de Riesgos

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

Fue solicitada a la Agencia su opinión respecto del Sistema de Administración de Riesgos asociado al Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente del Contrato en comento mediante Oficio 250.749/2018 de fecha 29 de noviembre de 2018.

Sin embargo, en relación con el Sistema de Administración de Riesgos y mediante Oficio No. ASEA/UGI/DGGEERC/1318/2017 de fecha 19 de diciembre de 2017, la Agencia resolvió como Autorizado el Sistema de Administración de la Empresa SERVICIOS DE EXTRACCIÓ PETROLERA LIFTING DE MÉXICO S.A. de C.V., a implementar en el Proyecto denominado Área Contractual 7: Cuichapa Poniente.

El 13 de marzo de 2017, la Agencia asignó la Clave Única de Registro del Regulado (CURR): ASEASEE17020C al Contratista.

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

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

777 {I

ft ¡ �L

�

VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional, Capacitacióny transferencia de tecnología.

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del contrato CNH-R01-L03-A7/2015 sin perjuicio de la obligación del Contratista 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 a la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante UCN.430.2019.0111 recibido el 20 de febrero de 2019 en esta Comisión, suscrito por la Titular de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas en Inversión en el Sector Energético, informa que dicha Unidad considera que es plausible que se cumpla con las obligaciones de Contenido Nacional establecidas en el Contrato, en consecuencia, emite opinión favorable respecto a la Modificación al Plan de Desarrollo.

Por lo que hace al cumplimiento del programa de transferencia de tecnología asociado a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, mediante oficio UCN.430.2019.118 recibido en la Comisión el 22 de febrero de 2019, la Secretaría de Economía informó que aún no cuenta con la información suficiente para emitir una opinión respecto del programa de capacitación y transferencia de tecnología, motivo por el cual solicitó al Contratista presentar la información que acredite las actividades a realizar en cada una de las etapas aplicables a todo el periodo del Desarrollo para la Extracción.

En este sentido, una vez que el Contratista realice dicha gestión y con ello la autoridad facultada emita la opinión en sentido favorable, se tendrá por aprobado el programa y formará parte del Plan de Desarrollo para la Extracción y del Contrato.

Lo anterior, tomando en consideración la competencia material de la Secretaría de Economía en materia de capacitación y transferencia de tecnología, en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos, los artículos 13 y 14 de los Lineamientos, así como las Cláusulas 18.3 y 18.5 del Contrato.

Por otra parte, esta Comisión deja de manifiesto que en el supuesto de que la Secretaría de Economía emita una opinión en sentido no favorable a dicho programa, el Operador estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción en términos de lo dispuesto en el artículo 40 de los Lineamientos, ello a efecto de que pueda dar cumplimiento a las obligaciones en materia de capacitación y transferencia de tecnología.

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

¡f f 777

VIII. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Contratista de conformidad con los artículos 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y 39 fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI, y VII, 8, fracción 11, 11, 12, fracción 11, 19, 20, 25, 41 y el Anexo II 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 Contrato y permiten determinar que no se presenta ninguno de los supuestos que establece la Cláusula 5.4 de dicho Contrato.

1. Fue elaborado de conformidad con las bases y criterios establecidos en los artículos 7, fracciones 1,11, 111, IV, VI, y VII, 8, fracción 11, 11, fracción 1, 11, 111, IV, V, VII y VIII de los Lineamientos; y en atencióna las Mejores Prácticas de la Industria, en términos de la Cláusula 13.2 del Contrato.

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

Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente5S.7.DGDE.0013/2017 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO ÁREA CONTRACTUAL-07 CAMPOCUICHAPA PONIENTE de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

3. Asimismo, se advierte que el Plan de Desarrollo cumple con los requisitos establecidos en el Contrato,en los siguientes términos:

a) Cumple con la Cláusula, 5.3:i. Contempla la totalidad del Área Contractual;ii. Incluye la totalidad de la información requerida en al Anexo 9 del Contrato;iii. Prevé la utilización de métodos y procesos adecuados para obtener el máximo Factor de

Recuperación final de las Reservas de conformidad con las Mejores Prácticas de la Industria,Está diseñado de tal forma que permite la optimización del beneficio económico de losCampos, evitando tasas de declinación excesivas de producción o pérdida de presión.

iv. Cuenta con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural correspondiente y losmecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos.

b) Respecto a la medición y recepción de los Hidrocarburos netos, el Plan cumple con las Cláusulas11.1, 11.2, 11.3 y 11.8 del Contrato, en términos del análisis realizado en el apartado IV, inciso i)del presente Dictamen.

c) En atención a la Cláusula 17.1 del Contrato, el Plan contiene una sección relacionada con elAbandono la cual incluye todas las actividades necesarias para el taponamiento definitivo dePozos, restauración, remediación y compensación ambiental del Área Contractual,desinstalación de maquinaria y equipo, y entrega ordenada y libre de escombros y

desperdicios del Área Contractual, todo lo cual deberá realizarse conforme a las MejoresPrácticas de la Industria, al Sistema de Administración y la Normativa aplicable. '?-c..

4. Cumplimiento al articulo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética:

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

El Plan establece la toma de información en los pozos propuestos a perforar, así como toma deinformación en los primeros años para culminar los modelos estático y dinámico, lo cual coadyuvaráa caracterizar el yacimiento productor. Entre la información a adquirir, se encuentran registros igeofísicos, registro de presión de fondo cerrado y fluyente, y pruebas de presión producción.

�\ 777

f

b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y degas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables

De acuerdo con las estimaciones del Contratista, la modificación al Plan de Desarrollo permitiráincrementar el factor de recuperación de aceite de 28.9% a 33.1 % y de gas de 67.1 % a 76. 7%. Loanterior, generará un VPN estimado para el Contratista de 47.17 mmUSD, demostrando la viabilidadeconómica del Plan de Desarrollo.

c) La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética dela Nación y, a partir de los recursos prospectivos

Con el Plan de Desarrollo modificado se pretende recuperar un volumen de aceite de 22.5 mmb ygas de 34.5 mmmpc, de las reservas estimadas por el Contratista como 1 P.

d) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos enbeneficio del país

La adquisición de información, la construcción del modelo dinámico y los estudios considerados,aportarán información que permitirán al Contratista analizar la factibilidad de la implementación de unmétodo de recuperación secundaria. Las perforaciones y las reparaciones se considerantécnicamente viables para continuar con el Plan de extracción en el Área Contractual en beneficio delPaís.

e) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, encondiciones económicamente viables

Una vez analizada la información remitida por el Contratista, la Comisión concluye que las tecnologíasa utilizar durante la perforación de pozos, y para realizar la reparaciones mayores y menores, sonadecuadas para dar continuidad al desarrollo del Área Contractual y maximizar el factor derecuperación en condiciones económicamente viables.

f) Aprovechamiento del Gas Natural

La modificación al Plan de Desarrollo considera el programa de aprovechamiento de gas conformelas Disposiciones Técnicas, asimismo da cumplimiento a la meta de aprovechamiento de gas del 98%dentro de los tres primeros años del Plan y la mantiene durante el resto de la vigencia del este.

Asimismo, en atención al articulo 13 de las Disposiciones de aprovechamiento de gas, se proponeaprobar la máxima relación gas aceite de 1,700 pc/bl en el campo.

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presenta por el ContratistaServicios de Extracción Petrolera Lifting e México, S.A. de C.V., respecto de la propuesta de losMecanismos de Medición para el Área Contractual 7 campo Cuichapa Poniente, en la solicitud deaprobación de su Plan de Desarrollo, la cual consiste en acondicionar la infraestructura y los Sistemasde Medición para el manejo y acondicionamiento futuro de los Hidrocarburos, con la finalidad de quecumplir en volumen y calidad para la medición fiscal del Área Contractual, comprometiéndose conesto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados,revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición,en los términos que establecen los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.

Por lo que derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a laconceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas deVMedición, se consideran técnicamente viables los Puntos de Medición propuestos por el Contratista, \ siempre y cuando se dé cumplimiento a las mejoras propuestas para la infraestructura y sistemas de medición con los cuales se realizara el manejo y acondicionamiento de los hidrocarburos y/o se de ..¡{>cumplimiento al artículo 28 de los Lineamientos técnicos en su versión más reciente, conforme a la l' evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen.

p

Respecto a las actividades propuestas por el Contratista en el Plan de Desarrollo, se concluye lo siguiente:

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

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con losrequisitos establecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos9, 15, 16, 17, 19, fracciones 1, 11, 111, IV, V, 21, 22, 23, 25, fracción 1, 11, 111, IV, VI, VII, 26, 27,28, fracciones 1, 11, 29, 30, 31, 32, 34, 35, 38, 39, 40, 41 y 42.

ii. Se analizó la información proporcionada por el Contratista respecto a la Gestión y Gerenciade la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para el contenido integral delartículo 44 de los L TMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en elartículo 42 de los L TMMH.

iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismosson congruentes con el Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista.

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de laSecretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos deMedición mediante el Oficio 250.057/2019 de fecha 18 de febrero de 2019, a lo cualmediante Oficio 352-A-016 con fecha del 22 de febrero de 2019, se respondió que está deacuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Contratista Serviciosde Extracción Petrolera Lifting e México, S.A. de C.V., para el Area Contractual 7 campoCuichapa poniente, manifestando que para esta opinión se tienen las siguientesconsideraciones, 1) que se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándaresinternacionales de la industria en la medición de hidrocarburos de conformidad con elartículo 6 de los L TMMH, 2) que se observe en el MPMS del Instituto Americano delPetróleo (API) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los LTMMH3) De acuerdo a lo señalo en articulo 28 de los L TMMH, que los hidrocarburos a evaluaren el punto de medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, en virtudde las caracterfsticas de los hidrocarburos extrafdos y, 4) de conformidad con loestablecido en la fracción I, Vy VII, del artículo 41 de los L TMMH, se cumpla con las normasy estándares nacionales e internacionales que correspondan y en caso de no existirnormatividad nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo11 de los L TMMH. Resaltando que la determinación del volumen y calidad de loshidrocarburos se puede determinar de conformidad con lo establecido en los L TMMH.

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos por el Contratista, 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

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

a. Se evaluó y determinó la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Mediciónpara llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como � c..la Medición Operacional y de Transferencia,

b. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbrey parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH para los Sistemasde Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de lossistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los L TMMH,

c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos deMedición, se propone aprobar los programas de los Diagnósticos presentados por parte \tdel Contratista, en términos de la fracción XI del artículo 42 y 58 de los LTMMH, y �

d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Area Contractual 7 ,r{campo Cuichapa Poniente en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, el f 1

r

Contratista deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado.

La información del balance y producción de Petróleo y Gas deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión, en el Anexo I de los LTMMH, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.

e. Obligaciones:

1. El Contratista deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas yevaluadas en el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con lo establecidoen el presente Dictamen,

2. Se obliga a dar aviso a esta Comisión - DGM cuando se finalice con cada una de lasactividades relacionadas con la medición de los hidrocarburos presentadas por elContratista en el Plan de Desarrollo,

3. Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medicióncomo lo estipula el artículo 48 de los L TMMH,

4. Los volumenes y calidades del Petróleo y Gas a medir deberán ser reportados deconformidad con lo establecido en los L TMMH y normatividad vigente,

5. Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usados en losPuntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional, referencial ytransferencia, conforme a lo establecido en el presente Dictamen,

6. El Contratista, deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre yacredite que el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes parauna correcta administración de los Sistemas de Medición, y

7. El Contratista deberá utilizar y mantener los sistemas telemétricos para monitorear entiempo real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad conlo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH.

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

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

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

� \' ,J

ING. Director General Adjunto

Dirección General de Dictámenes de Extracción

ELABORÓ

/�� LIC. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA

Directora General Adjunta Dirección General de Estadística y Evaluación

Económica

Director General Adjunto Dirección General de Comercialización de Producción

ING. ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO Director General Adjunto

Dirección General de Dictámenes de Extracción

Dirección General de Medición

ELABORÓ

ING. EDGAR HE Jefe de Departamento

Dirección General de Comercialización de Producción

MT

REVISÓ

JINA BERTHA GONZÁLEZ M� Directora General

Dirección General de Medición

MTRA. MARÍA Directora General

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

Directora General Dirección General de Medición

Firma la Directora General de Medición en suplencia por ausencia del Titular de la Unidad Técnica de Extracción con fundamento en el artículo 49 primer párrafo del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

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 del Contrato CNHR01-L03-A7/2015 Área Contractual Cuichapa Poniente.

contrato cn h-ro 1-l03-a 7/2015 · nombre cnh-r01-l03-a7/2015 estado y municioio veracruz....

Documents