Titulo

Libro Blanco

CEE Ek Balam

(Contrato de Extracción

Ek-Balam)

Periodo: 2012-2018 

Dirección General de Pemex Exploración y Producción

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ÍNDICE

 

I. Presentación ................................................................................................ 3 

II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco ......................................... 18 

III. Antecedentes ........................................................................................... 20 

IV. Marco normativo aplicable a las acciones realizadas durante la 

ejecución del proyecto .................................................................................. 22 

V. Vinculación del proyecto con el Plan Nacional de Desarrollo y programas 

sectoriales. .................................................................................................... 30 

VI. Síntesis ejecutiva del proyecto................................................................ 34 

VII. Acciones realizadas ................................................................................ 38 

VIII. Seguimiento y control ........................................................................... 51 

IX. Resultados y beneficios alcanzados e impactos identificados ................ 65 

X. Resumen ejecutivo del informe final del servidor público responsable de 

la ejecución del proyecto .............................................................................. 70 

XI. Anexos ..................................................................................................... 71 

 

 

 

 

 

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I. Presentación

La  integración  del  presente  Libro  Blanco  constituye  un  ejercicio  de 

evaluación, tomando como base el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2013‐

2018, en el Programa Sectorial de Energía (PROSENER), para los mismos años, 

vinculado con los programas institucionales denominado plan de negocios de 

Petróleos Mexicanos (Pemex), que tiene como eje rector la rentabilidad, así 

este proyecto contribuye a que,  como empresa productiva del estado que 

está  en  transición,  se  tengan  precios  regulados  y  garantía  de  abasto  que 

permita  determinar  los  avances  y  resultados,  de  acuerdo  con  los 

compromisos que se establecieron. 

En el mismo contexto, identificar las áreas de oportunidad para los últimos 

meses  de  esta  administración,  además  de  preparar  el  ejercicio  de 

transparencia y rendición de cuentas, por conclusión de las tareas a cargo del 

presente  gobierno  federal,  que  tiene  como  objetivo  dejar  evidencia 

documental  de  las  acciones  realizadas  durante  su  gestión,  tomando  como 

base el contrato CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017. 

El documento, establece una síntesis puntual de los compromisos y los logros 

obtenidos, así como las asignaturas pendientes, el ejercicio transparente de 

los  recursos  asignados  y  ejercidos,  dejando  sentadas  las  bases  para  la 

continuidad de las acciones y proyectos en beneficio de la sociedad mexicana. 

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NOMBRE DEL PROYECTO 

Contrato  para  la  Extracción  de 

Hidrocarburos  bajo  la  Modalidad  de 

Producción Compartida  (Aguas  Someras) 

entre  la  Comisión  Nacional  de 

Hidrocarburos  y  Pemex  Exploración  y 

Producción  (Área  Contractual  Ek‐Balam). 

Contrato identificado con el No. CNH‐M1‐

EK‐BALAM/2017 (Anexo 2). 

 

OBJETIVO DEL PROYECTO 

La  realización  de  las  actividades 

petroleras,  bajo  la  modalidad  de 

contratación  de  producción  compartida, 

por parte del Contratista dentro del Área 

Contractual, a su exclusivo costo y riesgo, 

de  conformidad  con  la  normatividad 

aplicable,  las  mejores  prácticas  de  la 

industria y los términos y condiciones del 

Contrato  para  la  Extracción  de 

Hidrocarburos  bajo  la  modalidad  de 

Producción Compartida  (Aguas  Someras) 

entre  la  Comisión  Nacional  de 

Hidrocarburos (CNH) y Pemex Exploración 

y Producción (PEP), contrato identificado 

con el número CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017. 

 

 

PERIODO DE VIGENCIA 

Del  02  de  mayo  de  2017  al  31  de 

diciembre de 2018. 

 

UBICACIÓN GEOGRÁFICA  

El Área Contractual Ek‐Balam, tiene como 

yacimientos  productores  de  aceite  a  las 

formaciones  Brecha  Cretácico  Superior 

(BKS)  y  Jurásico  Superior  Oxfordiano 

(JSO),  se  localizan  en  aguas  territoriales 

del  Golfo  de  México  a  95  Kilómetros  al 

Noroeste  de  Ciudad  del  Carmen, 

Campeche, como se muestra en la Figura 

1 comprendidas dentro de la Subdirección 

de  Producción  Bloques  Aguas  Someras 

AS01. El Área Contractual Ek‐Balam tiene 

una  extensión  de  63  kilómetros 

cuadrados y tirantes de agua entre 50 y 55 

metros. 

Figura 1. Ubicación Geográfica del Área Contractual Ek‐Balam. 

 

Fuente de información: Plan de Desarrollo del Activo Integral de Producción Bloque AS01‐01 

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Figura 2. Polígono del Área Contractual  Ek‐Balam. 

 

Fuente: Pemex Subdirección de Producción 

 

Figura 3. Mapa de la cima de formación JSO del Área Contractual Ek‐Balam. 

 

Fuente de información: Plan de Desarrollo del Activo Integral de Producción Bloque AS01‐01 

 

Figura 4. Mapa de la cima de formación BKS del Área Contractual Ek‐Balam. 

 

Fuente de información: Plan de Desarrollo del Activo Integral de Producción Bloque AS01‐01 

PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS 

El  Área  Contractual  Ek‐Balam  se 

encuentra en aguas territoriales del Golfo 

de  México  en  la  Cuenca  Pilar  Reforma‐

Akal;  la  estructura  está  definida  por  un 

anticlinal  alargado  con  dirección NW‐SE, 

que  en  su  porción  central  registra  una 

intrusión por un emplazamiento salino a 

nivel  del  JSO.  El  Área  Contractual  Ek‐

Balam  tiene  yacimientos  productores  de 

aceite  en  las  formaciones  Brecha  del 

Cretácico  Superior  (BKS)  y  Arenas  del 

Jurásico Superior Oxfordiano (JSO). El área 

cuenta con un  tirante de agua que varía 

entre 50‐55 metros. 

La  columna  estratigráfica  del  área  está 

conformada  con  los  Periodos  Jurásico, 

Cretáceo  y  Terciario  con  las  siguientes 

características: las rocas depositadas en el 

Jurásico corresponden a presencia de sal, 

arenas  (principalmente  de  cuarzo), 

anhidritas, paquetes de rocas terrígenas y 

rocas  carbonatadas  intercaladas  arcillas 

esquistosas  o  mudstone  y  lutitas 

calcáreas, en esta secuencia se ubican las 

principales  rocas  generadoras  de 

hidrocarburos  en  el  Golfo  de México.  El 

Cretácico  está  representado  por  rocas 

calcáreas,  dolomitizadas  y  en  la  porción 

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más temprana por brechas calcáreas que 

trasgreden  hasta  la  Base  del  Terciario, 

dentro  del  Paleoceno.  La  secuencia 

Terciaria es de características terrígenas y 

llega  a  contener  calcarenitas,  los 

sedimentos finos están conformados por 

lutitas,  lutitas  bentoníticas  y  arcillas 

esquistosas (Ver Figura 5). 

 

Figura 5. Ubicación del Área Contractual Ek‐Balam en el contexto  regional y columna estratigráfica. 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones

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YACIMIENTO BRECHA CRETÁCICO SUPERIOR 

La formación productora BKS, comprenden rocas del Cretácico Superior; compuestas por 

brechas  dolomitizadas  naturalmente  fracturadas.  Las  características  texturales  que 

presentan corresponden a un depósito de escombros constituido por clastos provenientes 

de facies de plataforma inferior, de borde de plataforma (miliólidos, caprínidos y rudistas) 

depositados  sobre  el  talud  y  al  pie  del  talud  de  la  plataforma  de  Yucatán,  la  cual  se 

encuentra a una decena de kilómetros al oriente del Área Contractual Ek‐Balam. 

Regionalmente, presenta una geometría lenticular disminuyendo su espesor hacia el oeste 

de  la  plataforma  de  Yucatán,  su  distribución  es  amplia  estando  presente  en  todos  los 

campos de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 (Ver Figura 6). 

Figura 6. Modelo sedimentológico para el depósito del BKS. 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Las características petrofísicas de la formación BKS están dominadas por la relación entre 

los  diferentes  sistemas  porosos  existentes  en  la  misma  (Matriz,  Vúgulos  y  Fracturas) 

logrando  sintetizarse  los  mismos  como:  de  Primer Medio‐Matriz  y  de  Segundo Medio‐

Vúgulos y Fracturas, fungiendo como principal sistema almacenador la porosidad y como 

sistema de transporte las fracturas (Ver Figura 7). 

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Figura 7. Mapa estructural y evaluación petrofísica para el yacimiento BKS,  en los campos Ek y Balam. 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

   

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YACIMIENTO JURÁSICO SUPERIOR OXFORDIANO JSO 

Su edad se determinó por posición estratigráfica, corresponde a una secuencia de arenas 

de cuarzo de color café a café claro por  impregnación de petróleo, feldespato blanco de 

aspecto  sacaroso  con  granos  de  tamaño  fino  y  medio  a  grueso,  redondeados  a  sub‐

redondeados,  regularmente  seleccionada,  pobremente  cementadas  con  cemento  de 

carbonato o anhidrita, con buena porosidad intergranular, los espesores del yacimiento JSO 

varían  de  50  a  150  metros.  El  estudio  de  las  arenas  del  Oxfordiano  definió  cinco 

subunidades, esta determinación se realizó con base en los resultados de las evaluaciones 

petrofísicas, análisis de tipo de roca y análisis de radio de garganta de poro, cotejados con 

los estudios de los núcleos existentes. Estas unidades son de cima a base: U1, U2, U3, U4 y 

U5. Se generaron  litofacies en cada una de  las subunidades mediante sistemas de redes 

neurales, ajustadas y caracterizadas con datos de análisis de núcleos y muestras de canal; 

de este análisis y del estudio de sedimentología se determinó, que esta secuencia de arenas 

corresponde a arenas de tipo eólico. En la Figura 8 se presenta el mapa estructural de la 

configuración de los yacimientos correspondientes a JSO de los campos Ek y Balam, al igual 

que  la  BKS  se  visualiza  una  estructura  anticlinal  con  orientación  NW‐SE.  El  modelo 

petrofísico se construyó a partir de registros geofísicos básicos y especiales de  los pozos 

perforados en el yacimiento, calibrado con datos de laboratorio obtenidos de los núcleos 

recuperados en ambos pozos. De estos se obtuvieron propiedades promedio como lo son, 

porosidad 23‐24%, saturación de agua de 11‐15%, y permeabilidad de 400‐800 mD.  

Los datos de laboratorio consideran análisis de porosidad, permeabilidad, granulométricos, 

rayos  gamma,  difracción  de  rayos  x,  inyección  de  mercurio,  propiedades  eléctricas, 

descripciones petrográficas y estudios de permeabilidad. 

El yacimiento JSO corresponde a una formación de arenas poco consolidadas con porosidad 

primaria  intergranular,  predominando  el  cuarzo,  en  menor  proporción  feldespatos, 

fragmentos  líticos  y  muy  bajo  contenido  de  arcilla;  las  evaluaciones  petrofísicas  se 

efectuaron utilizando registros geofísicos de agujero descubierto. (Ver Figura 8). 

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Figura 8. Mapa estructural y evaluación petrofísica para el yacimiento JSO. 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

   

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En la tabla 1 se muestran las generalidades de los campos Ek y Balam, donde se incluyen 

desde  las  características  de  cada  uno  de  los  yacimientos;  como  marco  geológico, 

propiedades petrofísicas, propiedades de los fluidos, propiedades del yacimiento y métodos 

de extracción. 

Tabla 1. Datos generales de los campos por yacimiento. 

CAMPOS EK Y BALAM 

Características generales  Ek/Balam BKS  Ek/Balam JSO 

Área (km²)  9.97 / 4  6.83 / 12.16 

Año de descubrimiento (aa)  1980/2007  1991/1992 

Fecha de inicio de explotación (aa)  2005/2007  1991/1993 

Profundidad promedio (mvbnm)  3,000/3,050  4,360/4,540 

Elevación o tirante de agua (m)  55/55  55/55 

Pozos       

Número y tipo de pozos perforados (núm.)  EK  EK 

5  Total/2  Verticales/2 

Desviados/1 Horizontal 

18  Total/3  Verticales/14 

Desviado/1 Horizontal 

BALAM  BALAM 

2  Total/  1  Vertical/1 

Desviado 

19  Total/4  Verticales/13 

Desviados/1  Horizontal/1 

Inyector 

Estado actual de pozos       

     Productores  13 / 1  0 / 6 

     Inyectores  0 / 0  0 / 1 

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CAMPOS EK Y BALAM 

Características generales  Ek/Balam BKS  Ek/Balam JSO 

     Taponados  2 / 0  1 / 3 

     Cerrado con posibilidades  2 / 2  3 / 4 

     Cerrado con sin posibilidades  2 / 3  0 / 1 

Tipo de sistemas artificiales de producción  BEC  BEC 

Marco Geológico       

Era, periodo y época  Mesozoico/Cretáceo/Sup

erior 

Mesozoico/Jurásico/Sup

erior 

Cuenca  Pilar‐Reforma‐Akal  Pilar‐Reforma‐Akal 

Play  Cretáceo  Jurásico 

Régimen tectónico  Salino  Salino 

Ambiente de depósito  Flujos de Talud  Eólico 

Litología almacén  Brechas  (calizas 

Dolomitizadas) 

Arenas 

Propiedades petrofísicas       

Mineralogía (%)  24  Calcita/73  Dolomita/3 

Arcilla 

85  Cuarzo/10 

Feldespato/5 Arcilla  

Saturaciones (%)  25/45  15/11 

(Especificar  tipo  de  saturación  como  inicial, 

irreductible, de agua, gas, aceite, etc.) 

De agua total  De agua total 

Porosidad y tipo (%)  8/10 Secundaria  23/24 Primaria 

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CAMPOS EK Y BALAM 

Características generales  Ek/Balam BKS  Ek/Balam JSO 

Permeabilidad (mD)  2,000/1,000 absoluta  400/800 absoluta 

(Especificar  tipo  como  absoluta,  vertical, 

horizontal, etc.) 

Espesor neto y bruto promedio (m)  177/22 y 208/42  67/93 y 72/96 

Relación de espesor neto/bruto (m/m)  0.80/0.50  0.94/0.98 

Propiedades de los fluidos       

Tipo de hidrocarburos   Aceite negro  Aceite negro 

Densidad del aceite (°API)  12  27 

(a condiciones de yacimiento y de superficie) 

Viscosidad (cp)  48.14/7052 y 48.14/N/D  4.14/73.94 y 3.22 /36.46 

(a condiciones de yacimiento y de superficie) 

Relación gas – aceite inicial y actual (m3/m3)  11.15/11.15  43.39/43.39  y  52.77/ 

52.77 

Bo inicial / actual (m3@cy/m3@cs)  1.07 / 1.07  1.14/ B1=1.17 B2=1.19 y 

1.21 / 1.27 

Calidad y contenido de azufre (%)  0.132 y 4.47  0 y 2.3 

Presión de saturación (kg/cm²)  27.6  72 y 115 

Factor de conversión gas a líquido (mpc/b)  5.078 y 5.184  5.078 y 5.184 

Poder calorífico del gas (BTU)  1,139  1,389.17 y 1,323 

Propiedades del yacimiento       

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CAMPOS EK Y BALAM 

Características generales  Ek/Balam BKS  Ek/Balam JSO 

Temperatura (°C)  100  120 y 108 

Presión inicial (kg/cm²)  305  565 y 581 

Presión actual (kg/cm²)  282 y 297  B1=329 / B2=165 y 246 

Mecanismos de empuje principal y secundario     Empuje hidráulico  Expansión roca – fluido 

 

 

Extracción       

Métodos de recuperación secundaria  N/A  Inyección  de  agua  por 

implementar /  Inyección 

de agua 

Métodos de recuperación mejorada  N/A  N/A 

Gastos actuales (bd)  16,200 y 500  0 y 15,533 

Gastos máximos  (mbd)  y  fecha  de  observación 

(mm‐aa) 

55.8  MPB  @  Oct‐2013  / 

7.91 @ Oct‐2008 

32 MPB @ Mar‐1994 

Corte de agua (%)  63.98 y 73.91  0 y 9.17 

@Pb: condiciones de punto de burbuja  N/A: No aplica    

@cy: condiciones de yacimiento  N/D: No definido    

@cs: condiciones estándar  Actualización:  Mayo  ‐ 

2017 

  

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

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RESERVAS DE HIDROCARBUROS  

El Área Contractual Ek‐Balam tuvo una producción acumulada al 31 diciembre del año 2016 

de 292.97 MMbls de aceite y 45.52 MMMpc de gas natural. La producción promedio del 

mismo año, fue del orden de 42.78 Mbd de aceite y 6.4 MMpcd de gas natural.  

Las  reservas  remanentes  2P  certificadas  al  01  de  enero  del  año  2017  fueron  de  480.58 

MMbls de Aceite y 125.91 MMMpc. En las tablas 2 y 3 se muestran las reservas certificadas 

para los campos Ek y Balam. 

Tabla 2. Reservas certificadas del campo Balam 

Campo 

Volumen Original 

Categoría 

de Reservas 

Factor de 

Recuperación Reserva Remanente 

Producción 

Acumulada 

Aceite 

MMbls 

Gas 

Natural 

MMMpc 

Aceite 

% Gas% 

Aceite 

MMbls 

Gas 

Natural 

MMMpc

Condens

ado 

MMbls 

PCE 

MMbl

s 

Aceite 

MMbl

s 

Gas 

Natural 

MMMpc

Balam 

1,018.64  257.60  1P  13.00  11.81  82.33  23.76  0.49  87.80 

132.47  30.43 

1,127.91  262.58  2P=3P  11.74  11.59  305.30  88.76  1.82  325.75 

Reservas al 1 de enero del 2017 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

Tabla 3. Reservas certificadas del campo Ek 

Campo  Volumen Original  Categoría 

de 

Reservas 

Factor de 

Recuperación 

Reserva Remanente  Producción 

Acumulada 

Aceite 

MMbls 

Gas 

Natural 

MMMpc 

Aceite 

% 

Gas 

% 

Aceite 

MMbls 

Gas 

Natural 

MMMpc 

Condensado 

MMbls 

PCE 

MMbls 

Aceite 

MMbls 

Gas 

Natural 

MMMpc 

Ek  1,017.56  130.71  1P  15.77  11.54  89.02  16.14  0.32  92.81  160.50  15.09 

1,017.56  130.71  2P=3P  15.77  11.54  175.28  37.16  0.74  183.99 

Reservas al 1 de enero del 2017 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

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UNIDADES ADMINISTRATIVAS PARTICIPANTES 

Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. 

Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones. 

Subdirección de Administración del Portafolio de Exploración y Producción. 

 

   

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II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco

 

FUNDAMENTO LEGAL 

Como parte de  la  Entrega‐Recepción  Institucional  y  Rendición de Cuentas 

2012‐2018 se publicó en el Diario Oficial de  la Federación  la normatividad 

aplicable para Libros Blancos como parte de dicho proceso: 

Acuerdo publicado el 6 de julio de 2017 por el que se establecen las bases 

generales  para  la  rendición  de  cuentas  de  la  Administración  Pública 

Federal y para realizar la entrega‐recepción de los asuntos a cargo de los 

servidores públicos y de los recursos que tengan asignados al momento 

de separarse de su empleo, cargo o comisión. 

Acuerdo publicado el 24 de  julio de 2017 por el que se establecen  los 

Lineamientos Generales para la regulación de los procesos de entrega‐

recepción y de rendición de cuentas de la Administración Pública Federal. 

Acuerdo publicado el 5 de diciembre de 2017 que reforma el diverso por 

el que se establecen los Lineamientos Generales para la regulación de los 

procesos  de  entrega‐recepción  y  de  rendición  de  cuentas  de  la 

Administración Pública Federal. 

Manual  Ejecutivo  para  la  Entrega‐Recepción  y  Rendición  de  Cuentas 

2012‐2018, emitido por la Secretaría de la Función Pública en noviembre 

de 2017, que establece las recomendaciones que deben tener presentes 

todas las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal, 

la Procuraduría General de la República y las empresas productivas del 

Estado para el cierre y  la entrega de  la Administración Pública Federal 

2012‐2018. 

   

P á g i n a   |   1 9   

Acuerdo CA‐148/2017 del Consejo de Administración de Pemex sostenido en la Sesión 

924  Extraordinaria  celebrada  el  13  de  diciembre  de  2017,  donde  se  aprobó  la 

elaboración de los Libros Blancos que Pemex realizará para el cierre de la Administración 

2012‐2018.  

Acuerdo CA‐131/2018 del Consejo de Administración de Pemex sostenido en la Sesión 

930 Extraordinaria celebrada el 30 de agosto de 2018, donde se actualizó la relación de 

Libros Blancos y de Memorias Documentales de Pemex propuestas para el cierre de la 

Administración 2012‐2018. 

 

OBJETIVO DEL LIBRO BLANCO 

El  objetivo  del  presente  libro  es  dejar  constancia  de  las  acciones  conceptuales,  legales, 

presupuestales, administrativas, operativas y de seguimiento del proyecto CEE EK‐BALAM, 

para dar mayor claridad, objetividad y transparencia en la aplicación de recursos destinados 

para el mismo, durante esta administración. 

 

P á g i n a   |   2 0   

III. Antecedentes  

El 13 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (SENER) otorgó a PEP las 

asignaciones A‐0120‐Campo Ek y A‐0039‐Campo Balam. Dichos títulos fueron 

modificados el 17 de agosto de 2015 para ajustar el área y la actividad física 

quedando  dichos  títulos  como  A‐0120‐M‐Campo  Ek  y  A‐0039‐M‐Campo 

Balam, para realizar actividades de Extracción de Hidrocarburos, en términos 

del procedimiento establecido en el Transitorio Sexto del Decreto por el que 

se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de 

los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía. 

El 27 de marzo de 2015, PEP solicitó la migración de la asignación A‐0120‐M‐

Campo Ek a PEP el contrato para  la Extracción de Hidrocarburos. El 28 de 

agosto de 2015 y 21 de junio de 2016, solicitó la migración de la asignación 

A‐0039‐M‐Campo  Balam  y  su  integración  a  la  solicitud  de  migración  del 

campo Ek. 

Toda vez que la solicitud referida en los párrafos que anteceden cumplió con 

los requisitos de los artículos 12 de la Ley de Hidrocarburos, así como 29, 30 

y 31 del Reglamento de la Ley de hidrocarburos, las asignaciones A‐0120‐M‐

Campo  Ek  y  A‐0039‐M‐Campo  Balam  resultaron  viables  para migrar  a  un 

Contrato para la Extracción de Hidrocarburos. 

El 30 de noviembre de 2016, el Órgano de Gobierno de la CNH, mediante la 

Resolución  CNH.E.70.001/16,  aprobó  el  plan  provisional  derivado  del 

proceso de migración de las Asignaciones a un solo Contrato.  

Lo  anterior,  toda  vez  que  dicho  plan  resulta  viable  para  dar  continuidad 

operativa de producción al área de las Asignaciones motivo de la migración 

y tendrá una duración de un año, a partir de la suscripción del Contrato. 

P á g i n a   |   2 1   

El  13  de  enero  de  2017,  mediante  oficio  500.011/2017,  la  SENER  remitió  a  la  CNH  la 

información  necesaria  para  la  suscripción  del  Contrato,  derivado  del  procedimiento  de 

migración  realizado  en  términos  de  lo  establecido  en  la  Ley  de  Hidrocarburos  y  su 

Reglamento. Dentro de la información antes referida, se remitió el contenido y las cláusulas 

del  Contrato  y  se  estableció  que  el  mismo  sería  bajo  la  modalidad  de  producción 

compartida. 

El 02 de mayo de 2017, la CNH, en nombre y representación del Estado Mexicano y PEP, 

celebraron  el  Contrato,  No.  CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017,  derivado  del  procedimiento  de 

migración de las Asignaciones A‐0120‐M‐Campo Ek y A‐0039‐M‐Campo Balam. 

P á g i n a   |   2 2   

IV. Marco normativo aplicable a las acciones realizadas durante la ejecución del proyecto

 

CONSTITUCIÓN 

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. 

 

TRATADOS INTERNACIONALES, DE OBSERVANCIA PARA LA EMPRESA EN ACTIVIDADES DE IMPACTO TRANSFRONTERIZO 

Tratado de Libre Comercio de América del Norte. Capítulo X Compras del 

Sector Público. 

Decreto que promulga el Protocolo de Kioto de la Convención Marco de 

las Naciones Unidas. 

Convenio Internacional para la Prevención de la Polución de las Aguas del 

Mar por Hidrocarburos. 

 

LEYES 

Ley  Federal  de  Responsabilidades  Administrativas  de  los  Servidores 

Públicos. 

Ley General de Bienes Nacionales. 

P á g i n a   |   2 3   

Ley Federal de Procedimiento Administrativo. 

Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental. 

Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. 

Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 

Ley Federal de Derechos. 

Ley Federal de Responsabilidad Ambiental. 

Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del 

Sector Hidrocarburos. 

Ley Federal de Archivos. 

Código Fiscal de la Federación. 

Ley  Federal  para  Prevenir  y  Sancionar  los  Delitos  Cometidos  en  Materia  de 

Hidrocarburos. 

Ley General para la Prevención y Gestión Integral de Residuos. 

Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2016. 

Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. 

Ley de Petróleos Mexicanos. 

Ley  Para  el  Aprovechamiento  de  Energías  Renovables  y  el  Financiamiento  de  la 

Transición Energética. 

Ley Para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía. 

Ley de la Comisión Reguladora de Energía. 

Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. 

Ley de la Propiedad Industrial. 

Ley Minera. 

Código Penal Federal. 

P á g i n a   |   2 4   

Ley de Expropiación. 

Ley de Navegación y Comercio Marítimos. 

Ley de Asociaciones Público‐Privadas. 

Ley Federal Anticorrupción en Contrataciones Públicas. 

Ley Federal de Responsabilidad Ambiental. 

Ley de Inversión Extranjera. 

Ley de Hidrocarburos. 

Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. 

Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. 

Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo. 

 

REGLAMENTOS  Y  LINEAMIENTOS,  QUE  NORMAN  ASPECTOS  PUNTUALES  DE DIVERSAS ACTIVIDADES DE LA EMPRESA 

Reglamento Interior de la Secretaría de Energía. 

Reglamento del Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales. 

Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales. 

Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público. 

Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo. 

Reglamento de Gas Natural. 

Reglamento de Gas Licuado de Petróleo. 

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en 

Materia de Áreas Naturales Protegidas. 

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en 

Materia de Autorregulación y Auditorías Ambientales. 

P á g i n a   |   2 5   

Reglamento de  la Ley General de Equilibrio Ecológico y  la Protección al Ambiente en 

Materia de Evaluación del Impacto Ambiental. 

Reglamento de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos. 

Reglamento para la Protección del Ambiente contra la Contaminación originada por la 

Emisión del Ruido. 

Reglamento para el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos. 

Reglamento para  Prevenir  y  controlar  la Contaminación del Mar  por Vertimiento de 

Desechos y otras Materias. 

Reglamento de Trabajos Petroleros. 

Reglamento  de  la  Ley  Federal  de  Transparencia  y  Acceso  a  la  Información  Pública 

Gubernamental. 

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en 

Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. 

Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en 

Materia de Ordenamiento Ecológico. 

Reglamento  de  la  Ley  General  del  Equilibrio  Ecológico  y  Protección  al  Ambiente  en 

Materia de Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes. 

Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente para la 

Prevención y Control de la Contaminación Generada por los Vehículos Automotores que 

circulan para el Distrito Federal y los Municipios de su zona conurbada. 

Reglamento de la Ley de Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. 

Reglamento Personal de Confianza. 

Reglamento de la Ley del Servicio Profesional de Carrera en la Administración Pública 

Federal. 

P á g i n a   |   2 6   

Reglamento  de  la  Ley  para  el  Aprovechamiento  de  Energías  Renovables  y  el 

Financiamiento de la Transición Energética. 

Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos. 

Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. 

Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía. 

Reglamento del Código Fiscal de la Federación. 

Reglamento de la Ley de Asociaciones Público y Privadas. 

Reglamento de la Ley de la Propiedad Industrial. 

Criterio  en  torno  a  si  los  Servidores  Públicos  que  Ingresan  por  primera  vez  a  la 

Administración Pública Federal durante  los Cinco Primeros Meses del Año de que se 

trate,  además  de  Presentar  Declaración  Inicial  de  Situación  Patrimonial,  deben  de 

Presentar la de Modificación. 

Lineamientos  para  la  integración  y  el  funcionamiento  de  los  Comités  de  Auditoría 

Independientes en Petróleos Mexicanos, en la Comisión Federal de Electricidad y en Luz 

y Fuerza del Centro. 

Lineamientos  a  los  que  deberán  sujetarse  Petróleos  Mexicanos  y  sus  organismos 

subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficiencia 

operativa  a  que  se  refiere  el  artículo  noveno  transitorio  del  Decreto  por  el  que  se 

reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia 

de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007. 

Lineamientos a que debe sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios 

en la entrega de información a la Secretaría de Energía, relativa a los indicadores a que 

se refiere el artículo Noveno Transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan 

diversas  disposiciones  de  la  Ley  Federal  de Derechos,  publicado en  1  de octubre de 

2007. 

P á g i n a   |   2 7   

Lineamientos para la elaboración de los Programas de Mejora Regulatoria 2009‐2010; 

calendario de presentación  y  reportes periódicos de  avances,  de  las dependencias  y 

entidades de la Administración Pública Federal. 

Lineamientos para la Elaboración de Versiones Públicas, por Parte de las Dependencias 

y Entidades de la Administración Pública Federal. 

Lineamientos que Deberán Observar las Dependencias y Entidades de la Administración 

Pública  Federal  en  el  Envío,  Recepción  y  Trámite  de  las  Consultas,  Informes, 

Resoluciones, Criterios, Notificaciones y Cualquier otra Comunicación que Establezcan 

con el Instituto Federal de Acceso a la Información Pública. 

Reglamento de la Ley Federal de Archivos. 

Reglamento de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. 

Reglamento  Interior  de  la  Agencia  Nacional  de  Seguridad  Industrial  y  Protección  al 

Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos. 

Reglamento de la Ley de Hidrocarburos. 

Reglamento  de  las  actividades  a  que  se  refiere  el  Título  Tercero  de  la  Ley  de 

Hidrocarburos. 

Reglamento de la Ley Minera. 

Reglamento de  la  Ley de  Inversión Extranjera  y del Registro Nacional de  Inversiones 

Extranjeras. 

 

NORMATIVIDAD INTERNA APLICABLE A LA ORGANIZACIÓN OPERATIVA 

Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos. 

Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción. 

Bases para Regular el Proceso de Organización en Petróleos Mexicanos y Organismos 

Subsidiarios. 

P á g i n a   |   2 8   

Bases para el Funcionamiento de  los Servicios de Información Operativa de Recursos 

Humanos. 

Bases para la Elaboración y Registro de Manuales de Organización. 

Políticas y Lineamientos del Proceso Regulatorio en Petróleos Mexicanos y Organismos 

Subsidiarios. 

Políticas  Generales  en  Materia  de  Presupuesto  para  Petróleos  Mexicanos  y  sus 

Empresas Productivas Subsidiarias. 

Políticas  y  Lineamientos  para  Apoyar  la  Formación  de  Estudiantes  y  Egresados  de 

Carreras  Profesionales  y  de  Postgrado  en  Petróleos  Mexicanos  y  sus  Empresas 

Productivas Subsidiarias. 

Políticas Generales de Administración de Riesgos Financieros en Petróleos Mexicanos y 

Organismos Subsidiarios. 

Política  General  de  Información  Geográfica  de  Petróleos  Mexicanos  y  Organismos 

Subsidiarios. 

Políticas  para  la  Conciliación  o  Transacción  Judicial  o  Extrajudicial  de  Asuntos, 

Controversias o Litigios en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 

Políticas  Generales  de  Comercialización  en  Petróleos  Mexicanos  y  Organismos 

Subsidiarios. 

Políticas Generales de Administración y Disposición de Bienes Muebles e Inmuebles de 

Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias. 

Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados 

con las Mismas de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 

Políticas y Lineamientos para el Ejercicio de la Función Jurídica Institucional en Petróleos 

Mexicanos, sus Empresas Productivas Subsidiarias y en su caso, Empresas Filiales. 

 

P á g i n a   |   2 9   

DISPOSICIONES DIVERSAS DE APLICACIÓN A LA OPERACIÓN O TRANSPARENCIA DE LA EMPRESA 

Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Transparencia. 

Decreto que tiene por objeto establecer la estructura, el funcionamiento y el control de 

los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos. 

Contrato  CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017  celebrado  entre  la  Comisión  Nacional  de 

Hidrocarburos y Pemex Exploración y Producción. 

 

P á g i n a   |   3 0   

V. Vinculación del proyecto con el Plan Nacional de Desarrollo y programas sectoriales.

 

VINCULACIÓN CON EL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO (PND) 2013‐2018 

 

El Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2013‐2018 fue publicado en el Diario 

Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2013. Dicho Plan estableció cinco 

ejes: 1) México en Paz, 2) México  Incluyente, 3) México con Educación de 

Calidad, 4) México Próspero y 5) México con Responsabilidad Global. 

Pemex y sus empresas subsidiarias alinean sus actividades con los objetivos 

del  PND a  través de  su Plan de Negocios.  En él  se definen  las  estrategias 

basadas  en  la  situación  de  la  empresa  y  en  los  cambios  del  entorno 

internacional y ámbito nacional. 

En  particular,  como  se  muestra  en  el  diagrama  V.1  Plan  Nacional  de 

Desarrollo/Eje  4.  México  Próspero,  Pemex  Exploración  y  Producción 

contribuye al siguiente objetivo y estrategia: 

Objetivo 4.6 Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y 

eficiencia a lo largo de la cadena productiva. 

 

   

P á g i n a   |   3 1   

Estrategia  4.6.1.  Asegurar  el  abasto  de  petróleo  crudo,  gas  natural  y  petrolíferos  que 

demanda el país. 

A  continuación,  en  el  siguiente  esquema  se  muestra  la  ubicación  del  contrato  de 

Arrendamiento Financiero, materia de este Libro Blanco, en el eje México Próspero. 

Figura 8. Plan Nacional de Desarrollo / Eje 4. México Próspero 

 

Fuente: Plan Nacional de Desarrollo 2013–2018  

publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2013. http://pnd.gob.mx/ 

 

VINCULACIÓN CON EL PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2013‐2018 

El Programa Sectorial de Energía (PROSENER) 2013‐2018 fue publicado en el Diario Oficial 

de  la  Federación  el  13  de  diciembre  de  2013.  El  objetivo  del  Programa  es  orientar  las 

acciones a la solución de los obstáculos que limiten el abasto de energía, para promover la 

construcción  y  modernización  de  la  infraestructura  del  sector  y  la  modernización 

organizacional, tanto de la estructura y regulación de las actividades energéticas, como de 

las instituciones y empresas del Estado. 

P á g i n a   |   3 2   

El Programa Sectorial de Energía (PROSENER) estableció objetivos, estrategias y líneas de 

acción para  la  administración energética del  país,  a  las que  se encuentran alineadas  las 

acciones emprendidas en la Ronda Cero como se presenta a continuación: 

Tabla 6. Programa Sectorial de Energía (PROSENER) 2013‐2018: 

Democratizar la productividad  

Líneas de acción de estrategias transversales del Programa Sectorial de Energía 

Estrategia transversal: democratizar la productividad  

Línea de acción 3.4.5  Crear mecanismos para potenciar la inversión, aumentar la producción y explorar de manera eficiente los hidrocarburos del país 

Objetivo 1:  Optimizar la capacidad productiva y de transformación de hidrocarburos, asegurando procesos eficientes y competitivos. 

Estrategia 1.1  

Fortalecer a las empresas productivas en materia de hidrocarburos 

1.1.3 Fortalecer la autonomía de gestión de Petróleos Mexicanos, siguiendo las mejores prácticas de gobierno corporativo, transparencia y rendición de cuentas 

1.1.4 Priorizar la integridad de las instalaciones aplicando las mejores prácticas de seguridad y ambiental. 

Fuente: Programa Sectorial de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de diciembre de 2013. http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5326587&fecha=13/12/2013 

 

VINCULACIÓN CON LOS PROGRAMAS INSTITUCIONALES 

El  Plan  de  Negocios  de  Pemex,  tiene  como  eje  rector  la  rentabilidad,  como  empresa 

productiva del estado que está en transición en precios regulados, garantía de abasto, el 

déficit consolida con el sector público, monopolio con regulación asimétrica, régimen fiscal 

especial, flexibilidad laboral limitada). El Plan de Negocios está dirigido a cuatro audiencias: 

El Plan de Negocio que Pemex presenta está orientado para convertirse en una empresa 

rentable y productiva, en el que se describen las acciones que se llevarán a cabo en cada 

una de sus empresas, mostrando un cambio en la trayectoria de su deuda y regresando al 

equilibrio financiero en el 2017/2021.  

Pemex se concentra en asignaciones rentables después de impuesto, desarrollo agresivo de 

farmouts, aprovechando  las oportunidades otorgadas por  la Reforma Energética, Pemex 

P á g i n a   |   3 3   

desarrolla campos que son rentables para el país, pero con condiciones económicas más 

favorables serían rentables para Pemex después de impuesto. 

El  reto de corto plazo es ajustar  la estructura de costos y  la estrategia de negocios a un 

escenario  de  precios  bajos,  mediante  un  programa  de  ajuste,  medidas  de  austeridad, 

disciplina fiscal y control presupuestal, utilizando los instrumentos y flexibilidad que ofrece 

la Reforma Energética, a través de alianzas y asociaciones, y eficiencia y eficacia operativa. 

Tabla 7. Plan de Negocios 2017‐2021 

PLAN DE NEGOCIOS  

2017‐2021 

AUDIENCIA A LA QUE SE DIRIGE 

Sociedad Dar  a  conocer  a  la  sociedad  el  papel  de  Pemex  en  el 

contexto de la Reforma Energética. 

Inversionistas y 

Proveedores 

Informar  al  público  inversionista  y  proveedores  de 

Pemex sobre la situación y las perspectivas financieras. 

Socios Potenciales Mostrar a potenciales socios las áreas de oportunidad 

de inversión, dentro de Pemex para asociaciones. 

Trabajadores de 

Petróleos Mexicanos  

Informar  a  los  trabajadores  de  Pemex  la  visón  y 

rumbo que tomará la empresa hacia el futuro. 

Fuente: Plan de Negocios Petróleos Mexicanos 2017‐2021 

P á g i n a   |   3 4   

VI. Síntesis ejecutiva del proyecto

 

Derivado del procedimiento de migración de las asignaciones Ek y Balam, la 

CNH, aprobó el 30 de noviembre de 2016, el Plan Provisional mediante  la 

Resolución CNH.E.70.001/16 (Anexo 3) y el 02 de mayo de 2017, se formalizó 

el  Contrato  para  la  Extracción  de  Hidrocarburos  Bajo  la  Modalidad  de 

Producción  Compartida  (Aguas  Someras)  del  Área  Contractual  Ek‐Balam, 

identificado con el No. CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017, signado entre la CNH y PEP 

fungiendo como contratista, el cual tiene una vigencia de veintidós años a 

partir  de  la  fecha  efectiva.  Los  beneficios  que  Pemex  obtiene  con  la 

celebración de dicho  contrato  son  tributar bajo un nuevo Régimen Fiscal, 

mayor  control  en  la  adquisición  de  bienes  y  servicios;  así  como  obtener 

costos recuperables hasta del 60% sobre los ingresos.  

El  08  de  marzo  de  2018  la  CNH  aprobó  mediante  resolutivo  número 

CNH.E.15.001/18 el Plan de Desarrollo (Anexo 4), que presenta la visión de 

explotación del Área Contractual  Ek‐Balam en un horizonte de  veinte  dos 

años a partir de la fecha efectiva del contrato No. CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017.  

La  estrategia  integral  de  explotación  considera  el  sostenimiento  de  la 

producción  base,  mediante  la  operación  y  mantenimiento  de  pozos,  el 

incremento  de  la  producción  con  reparaciones  mayores,  perforación  de 

pozos  productores  e  inyectores,  aplicando  estrategias  claves  para  el 

desarrollo como el mantenimiento de presión en los yacimientos Ek y Balam 

JSO, aplicación de técnicas de control de arena en la terminación de pozos, 

continuidad en el uso del bombeo electrocentrífugo (BEC), como sistema de 

levantamiento  artificial,  construcción  de  una  nueva  red  de  ductos,  e 

incrementar la capacidad de generación eléctrica; lo que permitirá alcanzar  

P á g i n a   |   3 5   

un máximo de producción de 99.83 Mbd de aceite y 26.98 MMpcd de gas (promedio anual) 

en el año 2022. 

El volumen a recuperar es de 448.41 MMbls de aceite y 119.73 MMMpc de gas, con una 

inversión de 5,569.1 MMUS$ durante la vigencia del Contrato de Extracción. 

El  objetivo  del  plan  de  explotación  del  área  Contractual  Ek‐Balam  está  enfocado  al 

desarrollo de los yacimientos del JSO y continuar con la explotación de los yacimientos de 

la Brecha Cretácico Superior (BKS).  

 

INVERSIÓN Y GASTOS DE OPERACIÓN 

Durante el periodo del Plan de Desarrollo (2017‐2039), se planea ejercer una inversión de 

5,569.1 MMUS$ y un gasto de operación de 1,033.0 MMUS$, resultando un costo total de 

6,602.1 MMUS$.  En  la  tabla  se  muestra  el  programa  calendarizado  de  los  recursos  de 

manera anual, hasta el vencimiento del Contrato de Extracción. 

Tabla 6. Inversión y gasto de operación Plan de Desarrollo Área Contractual Ek‐Balam (MMUS$). 

Concepto  2017  2018  2019  2020  2021  2022  2023  2024  2025  2026  2027  2028 

Inversión  51.3  767.2  893.6  692.5  358.4  306.2  303.8  270.5  222.2  156.9  145.7  154.8 

Gasto  de Operación 

15.1  29.0  49.9  73.4  80.7  84.3  81.7  78.2  71.6  65.3  58.7  52.2 

Total  Área Contractual 

66.5  796.2  943.5  766.0  439.1  390.4  385.5  348.7  293.8  222.2  204.4  207.0 

Concepto  2029  2030  2031  2032  2033  2034  2035  2036  2037  2038  2039  Total  

Inversión  141.9  133.4  156.7  126.2  121.4  105.6  109.6  112.0  124.4  96.0  18.8  5,569.1 

Gasto  de Operación 

46.6  41.6  36.5  32.4  28.5  25.1  22.7  20.3  18.0  16.3  5.0  1,033.0 

Total  Área Contractual 

188.4  175.0  193.2  158.6  149.9  130.7  132.3  132.3  142.4  112.3  23.8  6,602.1 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

   

P á g i n a   |   3 6   

ACCIONES IMPLEMENTADAS PARA CUMPLIR LOS PROGRAMAS DE INTERVENCIÓN (TRENES)  

Con  la  finalidad  de  dar  cumplimiento  a  la  extracción  de  los  volúmenes  de  producción 

planteados en la alternativa seleccionada en el plan de desarrollo, se generó una estrategia 

de movimiento de equipos de perforación, misma que permitirá dar atención a diversos 

trenes  de  intervención  de manera  paralela.  Dicho  planteamiento  considera  equipos  de 

perforación  con  las  características  y  capacidades  necesarias  para  la  construcción  de  los 

pozos, en los tiempos que considera el plan.  

 

INFRAESTRUCTURA 

La infraestructura futura comprende la sustitución total de la red de ductos, por una nueva 

red de oleogasoductos  integrada por ocho ductos  y un  gasoducto  para el  envío del  gas 

separado de Ek Balam hacia Akal‐C6 a succión de módulos para su manejo (Figura 2);  la 

nueva red de ductos de Ek‐Balam llevará la producción hacia el Centro de Proceso (C.P.) 

Akal‐B (infraestructura del AIPBAS01‐01), la cual se estima esté concluida en el 4to trimestre 

del 2020.  

El nuevo sistema de recolección contará con la infraestructura necesaria para asegurar su 

correcta operatividad  y mantenibilidad,  orientada hacia  la  seguridad e  integridad de  las 

instalaciones.  En  todos  los  ductos  de  la  red  se  podrán  realizar  corridas  de  inspección  y 

limpieza con equipo instrumentado, así como sus interconexiones a los servicios auxiliares, 

gas de pateo y accesos para la operación de las trampas e instrumentación. El transporte 

de la producción se realizará por tres ductos principales, uno de 24” de diámetro de Ek‐A 

hacia Akal‐B, otro de 20” de diámetro denominado colector sur y otro de 12” de diámetro 

denominado colector norte. Los ductos que se interconectan a los colectores sur y norte 

tendrán preparaciones para trampas de diablos submarinas temporales, mientras que los 

tres ductos principales tendrán trampas fijas sobre cubierta. 

 

   

P á g i n a   |   3 7   

Figura 2. Infraestructura de ductos futuros del Área Contractual Ek‐Balam 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

DESCRIPCIÓN DE LA ESTRATEGIA DE COMERCIALIZACIÓN DEL ÁREA CONTRACTUAL EK‐BALAM 

 

En relación a la comercialización del Área Contractual Ek‐Balam, se hace mención que al ser 

Asignaciones de la Empresa Productiva del Estado Pemex Exploración y Producción (EPS‐

PEP),  sus  hidrocarburos  se  recolectan,  acondicionan  y  transportan  en  la  infraestructura 

existente; es decir, que los hidrocarburos de Ek‐Balam se mezclan con otras corrientes de 

asignaciones de PEP, lo anterior, generando un ahorro de economía de escala en relación a 

la infraestructura y un valor adicional por el mezclado en este caso. 

P á g i n a   |   3 8   

VII. Acciones realizadas  

Durante el proceso de migración de las Asignaciones A‐0120‐M‐Campo Ek y 

A‐0039‐M‐Campo  Balam  a  un  solo  contrato  para  la  extracción  de 

hidrocarburos, se llevó ante la CNH el 09 de septiembre del 2016, la solicitud 

de un Plan Provisional que permitiera garantizar la continuidad operativa de 

las actividades de extracción de hidrocarburos.  

El 13 de diciembre del mismo año,  fue aprobado el Plan Provisional en el 

Resolutivo CNH.E.70.001/16, mismo en el que se presentó el programa de 

metas  físicas,  inversión y volúmenes de hidrocarburos. Este programa  fue 

realizando  mientras  transcurría  la  documentación  de  la  migración  a  un 

contrato para la extracción de hidrocarburos. El contrato para la extracción 

de  hidrocarburos  bajo  la  modalidad  de  producción  compartida  (Agua 

Someras) entre la CNH y PEP del Área Contractual Ek‐Balam, se firmó el 02 

de mayo de 2017; fecha en  la que entra en vigor el contrato en comento, 

dentro del cual se solicita al contratista entregar los Programas Operativos 

Anuales de producción (POA). 

La producción de aceite que consideran los POA 2017 y 2018 (Anexo 5) para 

el Área Contractual Ek‐Balam, en específico el periodo de mayo de 2017 a 

junio de 2018, presentan un valor máximo de producción en el mes de agosto 

de 2017 con 34.88 Mbpd y un mínimo en el mes de junio de 2018 con 28.38 

Mbpd. El gasto de producción entre Ek y Balam, en el periodo antes referido, 

da como resultado un gasto promedio de 31.99 Mbpd. 

   

P á g i n a   |   3 9   

Gráfica 1. Producción Promedio de Aceite de acuerdo al Programa Operativo Anual (POA) 2017 y 2018 (Mbpd) del Área Contractual Ek‐Balam 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

En el caso de la producción de gas, los gastos de producción considerados en la Bases Firmes 

Anuales  (BFA) de 2017 y 2018  (ver Anexo 6) del Área Contractual Ek‐Balam,  referidos al 

mismo  periodo  de  mayo  de  2017  a  junio  de  2018  presentan  un  valor  de  producción 

promedio de 4.5 MMpcd durante el año 2017 y de 3.5 MMpcd durante el año 2018. El gasto 

de producción entre Ek y Balam, en el periodo antes referido, dan como resultado un gasto 

promedio de 4.07 MMpcd. 

Gráfica 2. Producción Promedio de Gas de acuerdo a las Bases Firmes Anuales (BFA) 2017 y 2018 (Mbpd) del Área Contractual Ek‐Balam 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

En las siguientes tablas se presentan los programas de actividad física, inversión, gastos de 

operación y volumen producido de hidrocarburos para Ek y Balam, respectivamente. Para 

32.28 33.17 33.47 34.88 34.47 33.80 33.21 32.79 31.32 31.17 30.67 29.68 28.57 28.38

MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN

2017 2018

4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50

3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50

MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN2017 2018

P á g i n a   |   4 0   

dar cumplimiento al artículo 43 de los Lineamientos que regula 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 (ver Anexo 6). 

Cumplimiento  de  actividades  (metas  físicas)  con  al  Plan  Provisional  (Resolutivo CNH.E.70.001/16 del 13 de diciembre de 2016) 

 

Tabla 7. Cumplimiento Metas físicas Año 2017, Campo Ek 

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may ‐ 31/dic 2017 

Prog.  Real 

Desarrollo  

Perforación de Pozos 

Servicios de soporte.  1  1 

Servicio de perforación de pozos.  0  0 

Intervención de Pozos

Intervención de pozos para restauración. 

0  1 

Otras intervenciones específicas de pozos. 

0  0 

Construcción Instalaciones 

Construcción de Instalaciones Terrestres y Marinas. 

0  0 

Construcción y tendido de Ductos  0  0 

Producción  

General 

Administración, Gestión de 

Actividades y Gastos generales del Proyecto. 

8  6 

Servicio de Soporte  4  3 

Construcción Instalaciones 

Construcción y/o adaptación de infraestructura y otras 

instalaciones 5  2 

Intervención de PozosIntervención de pozos para 

mantenimiento y rehabilitación 2  2 

Operación de  

Instalaciones de 

Mantenimiento de las Instalaciones de Producción 

5  5 

P á g i n a   |   4 1   

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may ‐ 31/dic 2017 

Prog.  Real 

Producción 

Ductos  Mantenimiento de Ductos  0  1 

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 

Implementación y seguimiento  8  8 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

Tabla 8. Cumplimiento Metas físicas Año 2017, Campo Balam 

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may. ‐ 31/dic. 2017 

Prog.  Real 

Desarrollo 

Perforación de Pozos 

Servicios de soporte  2  2 

Servicio de perforación de Pozos 

4  0 

Intervención de Pozos

Intervención de Pozos para restauración 

2  0 

Otras intervenciones específicas de Pozos 

3  0 

Construcción Instalaciones 

Construcción y tendido de ductos 

3  0 

Producción 

General 

Administración, Gestión de Actividades y Gastos generales 

del proyecto 8  7 

Servicio de Soporte  4  3 

Construcción Instalaciones 

Construcción y/o adaptación de 

Infraestructura y otras facilidades 

4  3 

P á g i n a   |   4 2   

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may. ‐ 31/dic. 2017 

Prog.  Real 

Intervención de PozosIntervención de Pozos para 

mantenimiento y rehabilitación 

8  5 

Operación de 

Instalaciones de 

Producción 

Mantenimiento de las 

Instalaciones de Producción 4  4 

Ductos  Mantenimiento de Ductos  0  2 

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 

Implementación y seguimiento 8  7 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

Cumplimiento de los programas de inversiones (MMUS$) 

Tabla 9. Cumplimiento de los programas de inversiones *(MMUS$), 2017, Campo Ek 

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may. ‐ 31/dic. 2017 

Prog.  Real 

Desarrollo 

Perforación de Pozos 

Servicios de soporte  0  0.86 

Construcción Instalaciones 

Construcción de Instalaciones Terrestres y Marinas 

0.09  0 

Construcción y tendido de Ductos 7.8  0 

Producción 

 General 

Administración, Gestión de Actividades y Gastos generales 

del proyecto 5.22  3.14 

Servicio de Soporte  0.72  0 

P á g i n a   |   4 3   

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may. ‐ 31/dic. 2017 

Prog.  Real 

Construcción Instalaciones 

Construcción y/o adaptación de infraestructura y otras facilidades

1.18  0 

Intervención de Pozos 

Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación 

3.07  2.58 

Operación de 

Instalaciones de Producción 

Mantenimiento de las 

Instalaciones de Producción 7.15  0.73 

Ductos  Mantenimiento de Ductos  0  0.01 

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 

Implementación y seguimiento  1.06  0.1 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Nota: *La paridad utilizada en el programa fue de 18 pesos/US$, misma que para fines comparativos se usó para la parte 

real. Ejercicio de flujo de efectivo preliminar del 2017 (extracción del 06 enero 2018) del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam). 

 

Tabla 10. Cumplimiento de los programas de inversiones *(MMUS$), Año 2017, Campo Balam 

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may.‐31/dic. 2017 

Prog.  Real 

Desarrollo 

Perforación de Pozos 

Servicios de Soporte  5.91  2.71 

Servicio de perforación de Pozos 35.44  2.52 

Intervención de Pozos 

Intervención de Pozos para restauración 

16.75  0.01 

Otras intervenciones  específicas de Pozos 

7.18  0 

Construcción Instalaciones 

Construcción y tendido de Ductos 

21.8  0 

Producción  General Administración, Gestión de 

Actividades y Gastos generales del Proyecto 

4.93  4.43 

P á g i n a   |   4 4   

Actividad Petrolera 

Sub‐Actividad Petrolera 

Tarea 

Periodo  02/may.‐31/dic. 2017 

Prog.  Real 

Servicio de Soporte  0.5  0 

Construcción Instalaciones 

Construcción y/o adaptación de Infraestructura y otras 

facilidades 1.21  0 

Intervención de Pozos 

Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación 

28.22  26.519 

Operación de 

Instalaciones de Producción 

Mantenimiento de las 

Instalaciones de Producción 8.89  0.317 

Ductos  Mantenimiento de Ductos  0  0.011 

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 

Implementación y seguimiento  1.06  0.08 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Nota: *La paridad utilizada en el programa fue de 18 pesos/US$, misma que para fines comparativos se usó para la parte real. Ejercicio de flujo de efectivo preliminar del mes de diciembre 2017 (extracción del 06 de enero de 2018) del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam). 

 

Tabla 11. Cumplimiento Gastos de Operación (MMUS$), Año 2017 

Campo 

Periodo  02/may. ‐ 31/dic. 2017 

Programado  Real 

Ek  23.28  1.13 

Balam  25.16  0.36 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Nota: Ejercicio de flujo de efectivo preliminar de diciembre 2017 (extracción del 06 enero de 2018) del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam). 

 

   

P á g i n a   |   4 5   

Tabla 12. Total del volumen producido por tipo de Hidrocarburo 

Campo  Tipo de Fluido  Unidad 

Periodo  02/may.‐31/dic. 2017 

Programa  Real 

Ek 

Aceite  Bls  4,768,186.08  3,783,904.00 

Condensado  Bls  0.00  0.00 

Gas  MMpc  298.81  232.25 

Balam 

Aceite  Bls  5,137,837.70  4,065,884.90 

Condensado  Bls  0.00  0.00 

Gas  MMpc  1,545.31  1,223.73 

Fuente de Información: Sistema SNIP, cierre Año 2017 

 

El  Plan  Provisional  del  Área  Contractual  Ek‐Balam  para  el  contrato  CNH‐M1‐EK‐

BALAM/2017, no contemplaba actividad física en los meses de enero y febrero de 2018. El 

Plan  de Desarrollo  aún  se  encontraba  en  proceso  de  autorización  por  parte  de  la  CNH, 

siendo autorizado el 08 de marzo del 2018. A continuación, se presentan los programas de 

actividad física, inversión, gastos de operación y volumen producido de hidrocarburos. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

P á g i n a   |   4 6   

Tabla 13. Cumplimiento de Actividades (metas físicas), Área Contractual Ek‐Balam 

Programas de actividad física, inversión, gastos de operación y volumen producido de hidrocarburos 

        Periodo 

01/ene. ‐ 30/jun. 2018 

Actividad Petrolera 

Subactividad Petrolera 

Tarea Petrolera  Descripción  Programa  Real 

Desarrollo  Perforación de pozos 

Servicios de perforación de 

Pozos 

Perforación Pozo Productor 

2  0 

Perforación Pozo Inyector 

1  0 

Terminación de Pozos 

Terminación Pozo Productor 

2  0 

Terminación Pozo Inyector 

1  0 

Construcción de 

Instalaciones 

Construcción y tendido de ductos 

Construcción de 8 Oleogasoductos y 1 

Gasoducto 

0  0 

Producción  Intervención de Pozos 

Otras intervenciones específicas en 

Pozos 

Reparación Mayor a Pozo 

0  0 

Reparación Mayor (Conversión 

Inyector/Extractor) 

1  0 

Reacondicionamiento a Pozo Inyector 

1  0 

Reparación Menor sin equipo (Estimulación y 

Limpieza) 

3  9 

Intervención de Pozos para 

mantenimiento y rehabilitación 

Reparación Menor con equipo (RBEC) 

3  2 

Reparación Menor sin Equipo (Corrección de 

anomalía) 

1  0 

P á g i n a   |   4 7   

Programas de actividad física, inversión, gastos de operación y volumen producido de hidrocarburos 

        Periodo 

01/ene. ‐ 30/jun. 2018 

Actividad Petrolera 

Subactividad Petrolera 

Tarea Petrolera  Descripción  Programa  Real 

Construcción de 

Instalaciones 

Construcción y/o adaptación de 

infraestructura u otras facilidades 

Obras electromecánicas  0  0 

Modernización de Planta de Inyección en Balam‐

TD 

0  0 

Obras ocasionadas por Actos Vandálicos 

2  0 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Nota: El Plan Provisional para el Área Contractual Ek‐Balam no contempla Actividad en los meses de enero y febrero 2018. El  Plan  de  Desarrollo  para  el  Área  Contractual  Ek‐Balam  en  proceso  de  aprobación  en  la  Comisión  Nacional  de Hidrocarburos (CNH) en enero, febrero y hasta el 07 de marzo. Plan de Desarrollo aprobado el 08 de marzo de 2018. 

   

P á g i n a   |   4 8   

Tabla 14. Cumplimiento de los programas de inversiones (MMUSS), Área Contractual Ek‐Balam 

 

Periodo  01/ene ‐ 30/jun 

2018 

Actividad Petrolera 

Subactividad Petrolera 

Tarea Petrolera  Programa  Real 

Desarrollo 

General 

Plan de Desarrollo con Ingeniería de detalle  0  0 

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto 

0  0 

Construcción de Instalaciones 

Construcción de instalaciones terrestres y marinas 

0  0 

Construcción y tendido de ductos  1.33  0 

Perforación de Pozos Servicios de perforación de Pozos  87.0  14.76 

Terminación de Pozos  6.38  2.18 

Evaluación Seguridad, Salud y Medio Ambiente 

Estudios de impacto ambiental  0  0 

Auditoría ambiental  0  0 

Producción 

Construcción de Instalaciones 

Construcción y/o adaptación de infraestructura u otras facilidades 

34.39  3.88 

Ductos  Mantenimiento de ductos  0.73  0.55 

General Administración, gestión de actividades y 

gastos generales del proyecto 6.55  7.98 

Intervención de Pozos 

Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación 

32.79  10.11 

Otras intervenciones específicas en Pozos  19.65  3.56 

Operación de instalaciones de producción 

Mantenimiento de las instalaciones de producción 

12.76  7.45 

Otras Ingenierías Ingeniería de detalle para 

reacondicionamiento de instalaciones 0.10  0 

Implementación y seguimiento  2.01  1.21 

P á g i n a   |   4 9   

 

Periodo  01/ene ‐ 30/jun 

2018 

Actividad Petrolera 

Subactividad Petrolera 

Tarea Petrolera  Programa  Real 

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 

Tratamiento y eliminación de residuos  0.34  0 

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones 

Ejecución de planes de Abandono de instalaciones de fondo 

6.0  5.94 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Nota: El Plan Provisional para el Área Contractual Ek‐Balam no contempla Actividad en los meses de enero y febrero 2018. El  Plan  de  Desarrollo  para  el  Área  Contractual  Ek‐Balam  en  proceso  de  aprobación  en  la  Comisión  Nacional  de Hidrocarburos (CNH) en enero, febrero y hasta el 07 de marzo. Plan de Desarrollo aprobado el 08 de marzo de 2018. 

 

Tabla 15. Cumplimiento Gastos de Operación (MMUS$), Área Contractual Ek‐Balam 

Área Contractual 

Periodo  

01/ene – 30/jun 2018 

Programado  Real 

Ek‐Balam  8.90  5.92 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Notas: La paridad utilizada en el programa fue de 20.31 pesos/USS, misma que para fines comparativos se usó para la parte real. 

Información tomada del Ejercicio de flujo de efectivo de cada mes del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam). 

El Plan Provisional para el Área Contractual Ek‐Balam no contempla Actividad en los meses de enero y febrero 2018.El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam en proceso de aprobación en la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en enero, febrero y hasta el 07 de marzo. Plan de Desarrollo aprobado el 08 de marzo de 2018. 

 

   

P á g i n a   |   5 0   

Tabla 16. Total del volumen producido por tipo de Hidrocarburo, Área Contractual Ek‐Balam 

Campo  Tipo de Fluido  Unidad 

Periodo  01/ene – 30/jun. 2018 

Programa  Real 

Ek 

Aceite  Bls  2,297,725  2,507,146 

Condensado  Bls  0  0 

Gas  MMpc  104.8  156.9 

Balam 

Aceite  Bls  3,562,383  3,471,643 

Condensado  Bls  0  0 

Gas  MMpc  1,045.2  1,007.4 

Fuente de Información: Sistema SIIP, 2018. 

 

P á g i n a   |   5 1   

VIII. Seguimiento y control  

El  02  de  mayo  de  2017  se  firma  el  Contrato  para  la  Extracción  de 

Hidrocarburos  bajo  la  modalidad  de  Producción  Compartida  e  inicia  el 

seguimiento de las actividades programadas en el Plan Provisional, bajo 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  el 

Anexo VI de la Guía para los Planes Provisionales publicados en el DOF el 13 

de noviembre de 2015, mismo que se muestra en (Anexo 7) de este  libro, 

que describe los indicadores con los que los operadores petroleros deben de 

cumplir ante la CNH.  

 

ADMINISTRACIÓN  DE  LA  PRODUCCIÓN  (02  MAYO  2017–30  JUNIO 2018) 

El Contrato de Extracción de Hidrocarburos bajo la Modalidad de Producción 

Compartida  número  CNH‐M1‐EK‐BALAM/217,  desde  su  firma  es 

administrado por la Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones de la 

Subdirección  de  Producción  Bloques  Aguas  Someras  AS01.  Es  en  dicha 

Gerencia  que  se  llevó  a  cabo  el  seguimiento  de  las  actividades  físico–

financieras del programa provisional durante su tiempo de vigencia (hasta el 

31 de diciembre de 2017), así como del Plan de Desarrollo una vez que entró 

en  vigor,  al  término  del  programa  antes  referido.  El  Activo  Integral  de 

Producción  Bloque  Aguas  Someras  AS01‐01,  es  el  responsable  de  la 

continuidad operativa de los campos Ek y Balam. 

 

   

P á g i n a   |   5 2   

SITUACIÓN ACTUAL DEL PROYECTO 

La estrategia de explotación programa en el Plan de Desarrollo del Área Contractual Ek‐

Balam en los yacimientos del Jurásico Superior Oxfordiano considera acciones, como son la 

perforación  y  terminación  de  pozos  de  desarrollo  tanto  productores  como  inyectores, 

reparaciones  mayores,  proceso  de  mantenimiento  de  presión  en  JSO,  construcción  e 

instalación  de  ductos,  reparaciones  menores  como  mantenimiento  de  la  producción  y 

continuidad en la operación de pozos con el sistema de producción artificial de BEC; todas 

estas acciones contribuirán durante la vigencia del contrato de 22 años en la maximización 

del factor de recuperación de hidrocarburos de cada uno de sus yacimientos que componen 

el Área Contractual. 

 

EVOLUCIÓN O BALANCE DE LAS RESERVAS REMANENTES 

La siguiente Tabla presenta la evolución de las reservas remanentes 2P documentadas en 

el Plan de Desarrollo para el año 2017. Para el año 2018, se estiman  las  reservas con  la 

información del sistema SEREH.  

Tabla 17. Evolución de las reservas 2P 

Reservas Remanentes 2P (MMBPCE) 

2017  2018 

*476.41  **460.63 

*Fuente: Plan de Desarrollo 

**Fuente: Estimada con datos SEREH  

 

   

P á g i n a   |   5 3   

PRODUCCIÓN 

Como se puede observar en las siguientes gráficas, la producción del Área Contractual Ek‐

Balam, ha tenido una producción máxima de 34.76 Mbpd de aceite y 6.67 MMpcd de gas 

durante el periodo 02 de mayo de 2017 a 30 de junio 2018. 

Gráfica 3. Producción de aceite 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

Durante los meses agosto, octubre, noviembre y diciembre de 2017, la producción de aceite 

promedio mensual fue menor a la producción programada en el POA 2017. de acuerdo con 

el seguimiento al POA vs Real, la producción real es mayor a la programada, considerando 

los  promedios  mensuales  de  32.59  Mbpd  y  31.99  Mbpd  respectivamente,  existe  un 

incremento de 0.6 Mbpd en la producción de aceite. 

En el siguiente gráfico se presenta la producción de gas de las Bases Firmes Anuales 2017 y 

2018 vs los Reales, durante el periodo de mayo de 2017 a junio de 2018. 

32.28

33.17

33.47

34.88

34.47

33.80

33.21

32.79

31.32

31.17

30.67

29.68

28.57

28.38

32.28

33.89

33.86

34.76

34.67

26.89 29.33 32.32 34.13

34.54

34.12

31.17

30.94 33.39

MA Y JUN JU L AGO SEPT OCT NOV D I C ENE F EB MAR ABR MAY JUN

POA 2017‐2018 Producción Real

2017 2018

P á g i n a   |   5 4   

Gráfica 4. Producción de gas 

 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

La producción de gas promedio mensual fue mayor a la producción programada en la Base 

Firme  Anual  durante  el  periodo  considerado.  Únicamente  durante  octubre  de  2017,  la 

producción de gas promedio fue casi  igual a  la producción considerada en  la Base Firme 

Anual  2017.  Los  promedios mensuales  de  dichos  gastos  fueron  de  6.05 MMpcd  y  4.07 

MMpcd respectivamente, es decir, existe un incremento de 1.98 MMpcd entre el promedio 

real y el promedio programado. 

 

POZOS 

En el período del 02 mayo de 2017 al 30 de junio de 2018, se ha perforado y terminado un 

pozo  de  desarrollo  inyector  de  agua  de  mar  tratada,  como  parte  del  proceso  de 

mantenimiento de presión, la cual es inyectada al yacimiento Balam JSO. 

   

4.50

4.50

4.50

4.50

4.50

4.50

4.50

4.50

3.50

3.50

3.50

3.50

3.50

3.50

5.65 6.13

6.18

6.45

6.40

4.53 4.92

5.84 6.49

6.51

6.44

6.10

6.39

6.67

MA Y JUN JU L AGO SEPT OCT NOV D I C ENE F EB MAR ABR MAY JUN

POA 2017‐2018 Producción Real

2017 2018

P á g i n a   |   5 5   

Tabla 18. Pozos inyectores 

Real  2017 02/may ‐ 31/dic 

2018 01/ene ‐ 30/jun 

Perforación y Terminación Pozos Inyectores  1  0 

Fuente: Pemex Subdirección de Producción 

Durante el mismo período de ejecución, no se han realizado reparaciones mayores, siendo 

que se llevaron a cabo 24 reparaciones menores entre 2017 y 2018. 

 

Tabla 19. Reparaciones Mayores 

Real  2017  02/may. ‐ 31/dic. 

2018  01/ene. ‐ 30/jun. 

Reparaciones Mayores  0  0 

Fuente: Pemex Subdirección de Producción 

 

Tabla 20. Reparaciones Menores 

Real  2017  02/may. ‐ 31/dic. 

2018  01/ene. ‐ 30/jun. 

Reparaciones Menores  11  14 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

En las siguientes tablas se presentan los indicadores de desempeño a la operación de Ek y 

Balam, que se evaluaron en el periodo del 02 de mayo al 31 de diciembre de 2017, con la 

finalidad  de  dar  cumplimiento  al  artículo  43  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 (Anexo 6). 

 

   

P á g i n a   |   5 6   

Indicadores de desempeño a la operación  

Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación durante el 2017: 

Tabla 21. Indicadores al término de la actividad 

Característica Metas o parámetros  

de medición Frecuencia de medición 

Periodo de reporte a la 

Comisión 

Indicador 

Tiempo de perforación de un 

pozo. 

Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de perforación de un pozo real con respecto al 

programado. 

Al finalizar la 

perforación Anual 

No hubo actividades de perforación de 

pozos de desarrollo. 

Tiempo de reparación de un 

pozo. 

Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de 

reparaciones en pozo con respecto al programado. 

Al finalizar la 

Reparación. Anual  ‐15% 

Tasa de éxito de perforación en la delimitación. 

Porcentaje de pozos delimitadores exitosos con respecto al número total de 

pozos delimitadores perforados. El éxito se considera cuando el pozo permite la determinación 

de un yacimiento. 

Al finalizar la perforación y prueba de un 

pozo. 

Anual  No aplica 

Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo. 

Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con respecto al número total de pozos de 

desarrollo perforados. El éxito se considera cuando el pozo 

contribuye a la producción del yacimiento. 

Al finalizar la perforación y prueba de un 

pozo. 

Anual 

No hubo actividades de perforación de 

pozos de desarrollo. 

Tasa de éxito de reparaciones. 

Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al número total de reparaciones hechas. El éxito se considera cuando existe optimización de la producción en 

el pozo. 

Al término de la reparación y prueba de un 

pozo. 

Anual  100% 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

 

P á g i n a   |   5 7   

Balam ‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación. Año 2017: 

Tabla 22. Indicadores al término de la actividad 

Característica Metas o parámetros de 

medición Frecuencia de medición 

Periodo de reporte a la 

Comisión 

Indicador 

Tiempo de perforación de un 

pozo. 

Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de 

perforación de un pozo real con respecto al programado. 

Al finalizar la 

Perforación. Anual  ‐44.25% 

Tiempo de reparación de un 

pozo. 

Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de reparaciones en pozo con respecto al programado. 

Al finalizar la 

Reparación. Anual  35.4% 

Tasa de éxito de perforación en la delimitación. 

Porcentaje de pozos delimitadores exitosos con respecto al número total de 

pozos delimitadores perforados. El éxito se 

considera cuando el pozo permite la determinación de 

un yacimiento. 

Al finalizar la perforación y prueba de un 

pozo. 

Anual  No aplica 

Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo. 

Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con 

respecto al número total de pozos de desarrollo 

perforados. El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción 

del yacimiento. 

Al finalizar la perforación y prueba de un 

pozo. 

Anual  100% 

Tasa de éxito de reparaciones 

Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al 

número total de reparaciones hechas. El 

éxito se considera cuando existe optimización de la producción en el pozo. 

Al término de la reparación y prueba de un 

pozo. 

Anual  100% 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

   

P á g i n a   |   5 8   

Tabla 23. Indicadores de desempeño a la operación 

Característica Metas o parámetros de 

medición Frecuencia de medición

Periodo de reporte a la 

Comisión 

Indicador 

Producción Ek. Porcentaje de desviación de la 

producción anual. Mensual 

 

Anual DPA=20.61% 

Producción Balam. Porcentaje de desviación de la 

producción anual. Mensual 

 

Anual DPA=17.78% 

Inyección de Fluido Ek. 

Porcentaje de desviación del volumen inyectado real de fluidos (como nitrógeno, gas natural, dióxido de carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un 

tiempo determinado. 

Mensual  Anual No se inyectó fluido 

en Ek en 2017 

Inyección de Fluido Balam. 

Porcentaje de desviación del volumen inyectado real de fluidos (como nitrógeno, gas natural, dióxido de carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un 

tiempo determinado. 

Mensual  Anual  DIF = 38.19% 

Productividad Ek. Producción promedio de un 

pozo o grupo de pozos entre el total de pozos. 

Mensual  Anual  IdP=1299.80 

Productividad Balam. 

Producción promedio de un pozo o grupo de pozos entre el 

total de pozos Mensual  Anual  IdP=1982.85 

Aprovechamiento de Gas Natural 

Ek. 

Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento 

de gas real respecto al programado. 

Mensual  Anual  2.85% 

Aprovechamiento de Gas Natural 

Balam 

Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento 

de gas real respecto al programado. 

Mensual  Anual  1.96% 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

P á g i n a   |   5 9   

El Plan de Desarrollo, en los meses de enero y febrero 2018, aún se encontraba en proceso 

de revisión para su autorización por parte de la CNH y el 08 de marzo del 2018 se autoriza 

junto con el Programa de Trabajo y su Presupuesto. En las siguientes tablas se presentan 

los indicadores de desempeño a la operación de Ek y Balam respectivamente, mismos que 

se evaluaron en el periodo del 01 de enero al 30 de junio de 2018 

Ek ‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados al término 

de la operación. Año 2018. 

 

Tabla 24. Indicadores al término de la operación 

Característica Metas o parámetros de 

medición 

Indicador 

enero  febrero  marzo  abril  mayo  junio 

Tiempo  de perforación  de un pozo. 

Porcentaje de la diferencia del tiempo  promedio  de perforación  de  un  pozo  real con respecto al programado. 

El Plan de Desarrollo para el  Área  Contractual  Ek‐Balam,  se  encontraba  en proceso  de  aprobación por la CNH. 

No  se  concluyeron  actividades  de perforación. 

Tiempo  de reparación de un pozo. 

Porcentaje de la diferencia del tiempo  promedio  de reparaciones  en  pozo  con respecto al programado. 

No  se  concluyeron actividades de reparación.

10 

Tasa  de  éxito  de perforación en la delimitación. 

Porcentaje  de  pozos delimitadores  exitosos  con respecto  al  número  total  de pozos  delimitadores perforados.  El  éxito  se considera  cuando  el  pozo permite  la  determinación  de un yacimiento. 

No  se  realizan  actividades  de perforación  de  pozos delimitadores. 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

   

P á g i n a   |   6 0   

Tabla 25. Indicadores al término de la operación 

Característica Metas o parámetros de 

medición 

Indicador 

enero  febrero  marzo  abril  mayo  junio 

Tasa  de  éxito  de perforación  para los  pozos  de desarrollo. 

Porcentaje  de  pozos  de desarrollo exitoso con respecto al  número  total  de  pozos  de desarrollo  perforados.  El  éxito se  considera  cuando  el  pozo contribuye  a  la  producción del yacimiento. 

El  Plan  de  Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se encontraba en  proceso  de aprobación por la CNH. 

No se concluyeron actividades de perforación de pozos de 

desarrollo. 

Tasa  de  éxito  de reparaciones. 

Porcentaje  de  reparaciones exitosas  con  respecto  al número  total  de  reparaciones hechas.  El  éxito  se  considera cuando  existe  optimización  de la producción en el pozo. 

No  se  concluyeron actividades de reparación.

100 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

Ek‐ Cumplimiento de  los  indicadores de desempeño a  la operación reportados cada mes 

durante 2018. 

Tabla 26. Indicadores al término de la operación 

Característica Metas o parámetros de 

medición 

Indicador 

enero febrero  marzo  abril  mayo junio

Producción Ek. 

Porcentaje de desviación de la producción. 

El  Plan  de Desarrollo para el Área  Contractual Ek‐Balam,  se encontraba  en proceso  de aprobación por la CNH. 

15.69%  8%  ‐4% 13.24% 

Inyección  de Fluido Ek. 

Porcentaje  de  desviación  del volumen  inyectado  real  de fluidos  (como  nitrógeno,  gas natural,  dióxido  de  carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un tiempo determinado. 

No se inyectó fluido en el campo Ek en este periodo. 

Productividad Ek 

Producción  promedio  de  un pozo  o grupo de pozos entre el total de pozos. 

1265.9  1,173.84  1,0361107.61 

P á g i n a   |   6 1   

Característica Metas o parámetros de 

medición 

Indicador 

enero febrero  marzo  abril  mayo junio

Aprovechamiento  de  Gas Natural Ek 

Porcentaje  de  la  diferencia entre  el  aprovechamiento  de gas  real  respecto  al programado. 

2%  0.57%  0.78%0.76% 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

EK‐  Cumplimiento  de  los  indicadores  de  desempeño  a  la  operación  reportados  cada 

trimestre durante 2018. 

Tabla 27. Indicadores al término de la operación 

Característica Metas o parámetros de 

medición 

Indicador 

1er. Trimestre 

enero ‐ marzo 

2odo. Trimestre 

Abril – Junio 

Desarrollo  de Reservas Ek. 

Porcentaje  de  desviación  del desarrollo  de  reservas  real  con respecto  al  programa  en  un tiempo determinado. 

15.73%  9.09% 

Fuente: Pemex Subdirección de Producción 

 

Balam  ‐  Cumplimiento  de  los  indicadores  de  desempeño  a  la  operación  reportados  al 

término de la operación durante 2018 en Balam. 

Tabla 28. Indicadores al término de la operación 

Característica Metas  o  parámetros  de medición 

Indicador 

Enero  Febrero  Marzo  Abril  Mayo Junio 

Tiempo  de perforación  de un pozo. 

Porcentaje  de  la  diferencia  del tiempo promedio de perforación de  un  pozo  real  con  respecto  al programado. 

El Plan de Desarrollo para  el  Área Contractual  Ek‐Balam,  se 

No  se  concluyeron  actividades de perforación. 

P á g i n a   |   6 2   

Característica Metas  o  parámetros  de medición 

Indicador 

Enero  Febrero  Marzo  Abril  Mayo Junio 

Tiempo  de reparación de un pozo. 

Porcentaje  de  la  diferencia  del tiempo  promedio  de reparaciones  en  pozo  con respecto al programado. 

encontraba  en proceso  de aprobación  por  la CNH. 

No  se  concluyeron  actividades de reparación. 

Tasa  de  éxito  de perforación en la delimitación. 

Porcentaje  de  pozos delimitadores  exitosos  con respecto  al  número  total  de pozos  delimitadores  perforados. El  éxito  se  considera  cuando  el pozo permite la determinación de un yacimiento. 

No  se  realizan  actividades  de perforación  de  pozos delimitadores. 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

Tabla 29. Indicadores al término de la operación 

Característica  Metas o parámetros de medición Indicador 

enero  febrero marzo  abril  mayo  junio 

Tasa  de  éxito  de perforación  para los  pozos  de desarrollo. 

Porcentaje  de  pozos  de  desarrollo exitoso  con  respecto  al  número  total de pozos de desarrollo perforados. El éxito  se  considera  cuando  el  pozo contribuye  a  la  producción  del yacimiento. 

El  Plan  de Desarrollo  para  el Área  Contractual Ek‐Balam,  se encontraba  en proceso  de aprobación  por  la CNH. 

No se concluyeron actividades de perforación  de  pozos  de desarrollo. 

Tasa  de  éxito  de reparaciones. 

Porcentaje  de  reparaciones  exitosas con  respecto  al  número  total  de reparaciones  hechas.  El  éxito  se considera  cuando  existe  optimización de la producción en el pozo. 

No se concluyeron actividades de reparación. 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

   

P á g i n a   |   6 3   

Balam ‐ Cumplimiento de  los  indicadores de desempeño a  la operación reportados cada 

mes durante 2018 en Balam. 

Tabla 30. Indicadores al término de la operación 

Característica Metas o parámetros de 

medición 

Indicador 

enero  febrero marzo  abril  mayo  junio 

Producción Balam. 

Porcentaje  de  desviación  de la producción. 

El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se encontraba en proceso de aprobación por la CNH. 

9.69%  1%  ‐13%  ‐19.43%

Inyección  de Fluido Balam. 

Porcentaje de desviación del volumen  inyectado  real  de fluidos  (como nitrógeno, gas natural,  dióxido  de  carbono, vapor,  surfactante  o  agua) con  respecto  al  programado en un tiempo determinado. 

‐40.51%  ‐40.51%  ‐24.87% ‐37.95%

Productividad Balam. 

Producción  promedio  de  un pozo o grupo de pozos entre el total de pozos. 

2,103.80  2,281.65  2,171  2233.34

Aprovechamiento  de  Gas Natural Balam. 

Porcentaje  de  la  diferencia entre el aprovechamiento de gas  real  respecto  al programado. 

2%  0.61%  0.78%  0.77% 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

Tabla 31. Balam Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados cada 

trimestre, durante 2018. 

Característica  Metas o parámetros de medición 

Indicador 

1er. Trimestre 

enero ‐ marzo 

2odo. Trimestre 

abril ‐ junio 

Desarrollo  de Reservas Balam. 

Porcentaje  de  desviación  del desarrollo  de  reservas  real  con respecto al programa en un tiempo determinado. 

9.74%  ‐2.53% 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

P á g i n a   |   6 4   

Con base en las acciones correctivas en la ejecución de este proyecto, se da seguimiento al 

Programa de Trabajo y Presupuestal 2018, con la finalidad de mantener la producción base 

a  través  de  Reparaciones  Menores,  Limpiezas  a  los  sistemas  de  producción 

electrocentrífugos y Estimulaciones, de las cuales algunas intervenciones son adicionales al 

programa. 

Desde  la  firma  del  Contrato  de  Extracción  de  Hidrocarburos  bajo  la  Modalidad  de 

Producción  Compartida  No.  CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017  a  la  fecha  no  se  presentado 

auditorias por instancias regulatorias. 

 

   

P á g i n a   |   6 5   

IX. Resultados y beneficios alcanzados e impactos identificados

 

RESULTADOS Y BENEFICIOS ALCANZADOS 

Fuente de información: Certificados de pago suscritos mensualmente por el 

Coordinador Ejecutivo del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización 

y el Desarrollo. 

P á g i n a   |   6 6   

DISTRIBUCIÓN FINAL DE HIDROCARBUROS  

Tabla 32. Volumen de hidrocarburos a favor del Estado 

Periodo Certificado 

número 

Petróleo 

(Barriles) 

Condensados 

(Barriles) 

Gas natural 

(Millones de BTU)  Anexo 

Metano  Etano  Propano  Butano 

may‐17 MG2017/17‐

004 294,665  436  35,709  8,484  5,194  2,852  8 

jun‐17 MG20 

17/17‐004 308,091  869  36,892  12,183  7,340  3,938  8 

jul‐17 MG2017/17‐

004 317,980  1,001  40,762  13,223  8,717  5,118  8 

ago‐17 MG2017/17‐

004 326,442  925  43,509  13,808  8,878  4,981  8 

sep‐17 MG2017/17‐

005 315,149  695  34,541  10,878  6,932  3,823  9 

oct‐17 MG2017/17‐

006 252,632  334  28,955  8,268  5,518  2,627  10 

nov‐17 MG2017/17‐

007 268,794  412  32,754  9,376  6,538  3,435  11 

dic‐17 MG2017/18‐

001 304,848  637  39,631  11,640  8,249  4,403  12 

ene‐18 MG2017/18‐

003 323,426  753  46,693  10,263  6,602  3,855  13 

feb‐18 MG2017/18‐

005 296,382  516  34,141  10,295  7,265  3,831  14 

mar‐18 MG2017/18‐

007 323,061  612  43,945  12,708  8,973  4,677  15 

abr‐18 MG2018/18‐

010 285,942  611  40,940  11,472  7,908  3,965  16 

may‐18 MG2018/18‐

013 294,785  603  44,136  12,529  9,260  4,707  17 

Jun‐18 MG2018/18‐

017 309,037  577  44,569  12,894  9,356  4,187  18 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

P á g i n a   |   6 7   

Tabla 33. Volumen de hidrocarburos a favor del Contratista 

Periodo Certificado 

número 

Petróleo 

(Barriles) 

Condensados

(Barriles) 

Gas natural 

(Millones de BTU) Anexo 

númeroMetano Etano  Propano  Butano 

may‐17 MG2017/17‐

004 670,678  991  81,277  19,309  11,821  6,491  8 

jun‐17 MG2017/17‐

004 705,603  1,990  84,492  27,902  16,809  9,019  8 

jul‐17 MG2017/17‐

004 728,341  2,293  93,368  30,287  19,966  11,724  8 

ago‐17 MG2017/17‐

004 747,680  2,118  99,653  31,625  20,333  11,409  8 

sep‐17 MG2017/17‐

005 721,666  1,592  79,095  24,910  15,873  8,754  9 

oct‐17 MG2017/17‐

006 578,485  765  66,301  18,932  12,635  6,016  10 

nov‐17 MG2017/17‐

007 608,433  932  74,142  21,222  14,800  7,775  11 

dic‐17 MG2017/18‐

001 693,857  1,449  90,203  26,495  18,776  10,023  12 

ene‐18 MG2017/18‐

003 731,464  1,703  105,601  23,210  14,932  8,720  13 

feb‐18 MG2017/18‐

005 667,737  1,163  76,918  23,193  16,367  8,630  14 

mar‐18 MG2017/18‐

007 731,571  1,387  99,512  28,777  20,319  10,591  15 

abr‐18 MG2018/18‐

010 646,161  1,381  92,515  25,924  17,869  8,961  16 

may‐18 MG2018/18‐

013 661,290  1,354  99,010  28,106  20,774  10,559  17 

jun‐18 MG2018/18‐

017 689,637  1,289  99,460  28,775  20,877  9,343  18 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

   

P á g i n a   |   6 8   

Los beneficios alcanzados en el cumplimiento de producción para el Contrato de Extracción 

Ek‐Balam se muestran integrando los volúmenes de todos los componentes tanto para el 

Estado como para el Contratista, mostrándose en la siguiente tabla. 

Tabla 34. Cumplimiento al Volumen de Petróleo producido 

Periodo Certificado número 

Petróleo (Barriles) Estado 

Petróleo (Barriles) Contratista 

POM Petróleo Reportado (Barriles) 

Dif.  Cumpl. 

may‐17  MG2017/17‐004  294,665  670,678  968,341  965,343  ‐2,998  100% 

jun‐17  MG2017/17‐004  308,091  705,603  995,049  1,013,693  18,644  102% 

jul‐17  MG2017/17‐004  317,980  728,341  1,037,694  1,046,321  8,627  101% 

ago‐17  MG2017/17‐004  326,442  747,680  1,072,850  1,074,122  1,272  100% 

sep‐17  MG2017/17‐005  315,149  721,666  1,022,546  1,036,815  14,269  101% 

oct‐17  MG2017/17‐006  252,632  578,485  1,064,640  831,117  ‐233,523  78% 

nov‐17  MG2017/17‐007  268,794  608,433  752,011  877,227  125,216  117% 

dic‐17  MG2017/18‐001  304,848  693,857  908,366  998,705  90,339  110% 

ene‐18  MG2017/18‐003  323,426  731,464  999,883  1,054,890  55,007  106% 

feb‐18  MG2017/18‐005  296,382  667,737  898,676  964,119  65,443  107% 

mar‐18  MG2017/18‐007  323,061  731,571  971,855  1,054,632  82,777  109% 

abr‐18  MG2018/18‐010  285,942  646,161  949,639  932,103  ‐17,536  98% 

may‐18  MG2018/18‐013  294,785  661,290  923,354  956,075  32,721  104% 

jun‐18  MG2018/18‐017  309,037  689,637  915,910  998,674  82,764  109% 

Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones 

 

   

P á g i n a   |   6 9   

Como  se  observa  en  la  tabla  34  referente  al  cumplimiento  de  volumen  de  petróleo 

producido, el comportamiento de la producción ha estado ligeramente por encima de lo 

comprometido, a excepción de octubre de 2017, que tuvo una baja de producción debido 

a la salida de operación de 19 pozos ocasionado por fallas en la distribución eléctrica debido 

a un corto circuito que se presentó en la Plataforma Ek‐A. 

No existen evaluaciones externas del contrato. 

P á g i n a   |   7 0   

X. Resumen ejecutivo del informe final del servidor público responsable de la ejecución del proyecto

 

Este apartado no se presenta conforme a lo dispuesto en el Manual Ejecutivo 

para  la  Entrega‐Recepción  y  Rendición  de  Cuentas  2012‐2018,  del  29  de 

noviembre de 2017, sección VI, numeral 1,  inciso  j), ya que se trata de un 

proyecto no concluido al término del periodo que se reporta. 

P á g i n a   |   7 1   

XI. Anexos  

Anexo 1  Relación de Abreviaturas 

Anexo 2  Contrato  No.  CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017,  Contrato  Para  la 

Extracción  de  Hidrocarburos  Bajo  la  Modalidad  de 

Producción  Compartida  (Aguas  Someras)  entre  Comisión 

Nacional  de  Hidrocarburos  y  Pemex  Exploración  y 

Producción, 2 de mayo de 2017, Área Contractual Ek‐Balam. 

Anexo 3   Oficio No. 220.2395/2016, resolutivo CNH.E.70.001/16. 

Anexo 4  Oficio No.220.0198/2018, resolutivo CNH 220 0198 2018 

Anexo 5  Programa Operativo Anual de producción 2017 y 2018 

Base Firme Anual 2017 y 2018 

Anexo 6  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. 

Anexo 7  Anexo VI de la Guía para los Planes Provisionales publicados 

en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 

2015 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. 

P á g i n a   |   7 2   

Anexo 8  Certificado de pago emitido por el FMP para el período de mayo a agosto 2017.

Anexo 9  Certificado  de  pago  emitido  por  el  FMP  para  el  período  del  01  al  30  de 

septiembre de 2017. 

Anexo 10  Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de octubre 

de 2017. 

Anexo 11  Certificado  de  pago  emitido  por  el  FMP  para  el  período  del  01  al  30  de 

noviembre de 2017. 

Anexo 12  Certificado  de  pago  emitido  por  el  FMP  para  el  período  del  01  al  31  de 

diciembre de 2017. 

Anexo 13  Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de enero 

de 2018. 

Anexo 14  Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 28 de 

febrero de 2018. 

Anexo 15  Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de marzo 

de 2018. 

Anexo 16  Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 30 de abril de 

2018. 

Anexo 17  Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de mayo 

de 2018. 

Anexo 18  Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 30 de junio de 

2018. 

 

 

P á g i n a   |   7 3   

NOMENCLATURA 

   

API  gravedad API 

B  barriles 

Bd  Barriles diarios 

°C  Grados centígrados 

cm2  Centímetros cuadrados 

Cs  Condiciones estándar 

cy  Condiciones de yacimiento 

HP  Caballos de potencia 

Kg  kilogramos 

km  kilómetros 

Km2  Kilómetros cuadrados 

M  Metros 

m3  Metros cúbicos 

MMb  Millones de barriles 

MMpc  Millones de pies cúbicos 

MMpcd  Millones de pies cúbicos diarios 

MMMpcd  Miles de millones de pies cúbicos diarios 

P á g i n a   |   7 4   

MMUS$  Millones de dólares 

Pb  Condiciones de punto de burbuja 

PVT  Presión, Volumen y Temperatura 

RGA  Relación gas aceite 

Sw%  Porcentaje de saturación de agua 

%  Porcentaje