a....regulatorio adscrita a la subdirección de administración del portafolio exploración y...

Asignación AE-0009-3M-Tucoo-Xaxamani-01

Campo Cahua

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Mayo 2019

Comisión Naciona

de Hidrocarburos

e.

\ � - "� .. � � .. . \ ' a'

Contenido

l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARIO ................................................. 3

11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y

EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN ............................................................. 6

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ............................................. 6

IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ............... 7

A) CARACTERÍSTICAS GENERALES .................................................................................................................. 7

B) PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN .................................................................................... 8

C) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SOLICITUD DEL PLAN DE DESARROLLO ............................................ 10

D) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ............................. 14

E) COMERCIALIZACIÓN ..................................................................................................................................... 24

F) ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................................................................................. 24

G) PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL ................................................................ 29

V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA

EXTRACCIÓN Y MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DEL PLAN ........................ 31

VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ...................................... 32

VII.PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL. ....... 33

VIII. RECOMENDACIONES .......................................................................... 34

IX. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ................................................ 35

A) ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS35

B) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXIMO DEPETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONESECONÓMICAMENTE VIABLES ............................................................................................................................. 35

C) LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LASEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN ..................................................................................................... 36

D) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DEHIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS ................................................................................................. 36

E) LA TECNOLOGÍA Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DERECUPERACIÓN, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ..................................................... 36

F} EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ....................................................... 36

G/ MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBURO

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GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX �

2

i. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en

la Asignación AE-0009-3M-Tucoo-Xaxamani-07 (en adelante, Asignación), es la Empresa

Productiva del Estado subsidiaria de Petróleos Mexicanos, Pemex Exploración y

Producción (en adelante, PEP u Operador). por medio de la Gerencia de Cumplimiento

Regulatorio adscrita a la Subdirección de Administración del Portafolio Exploración y

Producción, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44,

fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de

la Federación (en adelante, DOF) el 5 de enero de 2077.

El campo Cahua (en adelante, Campo) fue descubierto con la perforación del pozo

Cahua-lEXP, el cual inició su perforación el 15 de junio del 2077 y finalizó la etapa de

terminación el 3 de septiembre del 2077, resultando productor de gas y condensado y

aceite negro en las areniscas de edad geológica Plioceno Inferior.

Posterior al descubrimiento, el Operador realizó actividades de caracterización inicial y

evaluación que le permitieron determinar el potencial del yacimiento, información que

se encuentra documentada en el Informe de Evaluación del Campo.

En la Tabla l, se muestran los datos generales de la Asignación.

Tabla 7. Datos generales de la Asignación.

Datos Generales de la Asignación

Asignación AE-0009-3M-Tucoo-Xaxamani-07

Estado y municipio Tabasco, Cárdenas

Superficie 1,121.05 km2

Fecha de emisión 27 de agosto de 2074

Vigencia 22 años a partir del 27 de agosto de 2077

Tipo de Asignación Exploración y Extracción de Hidrocarburos

Profundidad para extracción Sin Restricción

Profundidad para exploración Sin Restricción

Yacimientos y/o Campos Campo Cahua (Plioceno Inferior)

Colindancias 17 km al SE del pozo Octli-lEXP

Otras Características Campo propuesto para desarrollo.

Fuente: Comisión con la información presentada por PEP.

El Campo se localiza a una distancia de 36.7 km al Noreste de Coatzacoalcos, Veracruz,

dentro de la Asignación, en la Figura l se muestra la ubicación de la Asignación y del

Campo.

y�7 Figura 1. Ubicación de la A#n. (

3 � -lom,_,

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX �•""""' do l lldroc:.Jrhurot

AE-0009-JM-Tucoo-Xaxamani-0l

=·

•

-

Fuente: Comisión.

En la Tabla 2 se presentan las coordenadas de los vértices de la Asignación.

Tabla 2. Coordenadas de los vértices de la Asignación.

Vértice Longitud Oeste

. . : ..

93° 57' 00"

93° 57' 00"

93° 59' 00"

93° 59' 00"

94° 07' 30"

94° 07' 30"

94° OS' 00"

94º OS' 00"

94° 77' 30"

94° 77' 30"

94° 72' 30"

94° 72' 30"

94° 74' 30"

94° 74' 30"

94° 76' 30"

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTALCNIH CNH GOB MX

Latitud Norte

: · : ..

78º 28' 00"

78° 23' 30"

78° 23' 30"

78º 79' 00"

78º 79' 00"

78° 77' 00"

78° 77' 00"

78° 74' 30"

78° 74' 30"

78° 72'00"

78º 72' 00"

78º 77' 30"

78° 77' 30"

78° 77' 00"

=

d

I �7

4 �

94°

17' 00" 18° 11' 30"

94° 17' 00" 18° 11' 00"

94°

18' 00" 18°

11' 00"

94°

18' 00" 18° 10' 30"

94°

18' 30" 18° 10' 30"

94° 18' 30" 18° 10' 00"

94°

19' 30" 18º

10' 00"

94°

19' 30" 18º 09' 30"

94°

20' 00" 18° 09' 30"

94°

20' 00" 18°

30' 00"

93°

58'00" 18° 30'00"

93°

58' 00" 18°

28' 00" Fuente: Comisión con la información entregada por PEP.

Adicionalmente en la Tabla 3, se muestran las coordenadas del Área de Extracción, la cual se encuentra dentro de la Asignación y contiene en su totalidad al campo.

Vértice .. ·- ... ·-. - . - . . .

Longitud Oeste Latitud Norte94

° 07' 00" 18°

19' 30"

94°

06' 00" 18°

19'30"

94° 06' 00" 18º 19' 00"

94º

OS' 00" 18°

19' 00"

94º

OS' 00" 18° 19' 30"

94°

03' 30" 18°19'30"

94°

03' 30" 18° 19' 00"

94° 04' 00" 18° 19' 00"

94°0 4' 00" 18º 18' 30"

94°

04' 30" 18° 18' 30"

94°

04' 30" 18° 18' 00"

94º

OS' 00" 18º

18' 00"

94°

OS' 00" 18º 17' 30"

94°

06' 00" 18° 17' 30"

94°

06' 00" 18° 17' 00"

94°

07' 00" 18° 17' 00"

94°

07' 00" 18°

19' 30" Fuente: Comisión con la información entregada por PEP.

Cabe hacer mención que las Actividades Petroleras materia del presente dictamen deberán estar acotadas a dicha área conforme al Término y Condición Quinto, inciso c)

Idel Título de Asignación; PEP podrá continuar realizando actividades de Exploración conforme al Plan de Exploración aprobado por esta Comisión en el resto de la Asignación hasta la terminación del periodo adicional de Explora

�

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f;t 777

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5

ii. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación de la

información

El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen del Plan de Desarrollo propuesto por PEP, involucró la participación de varias unidades administrativas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión): a saber, la Dirección General de Dictámenes de Extracción (en adelante, DGDE), la Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada, la Dirección General de Medición, la Dirección General de Comercialización de Producción y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Asimismo, contó con el apoyo de la Secretaría de Economía (en adelante, Economía) para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional y de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA).

La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/14/2019 de la DGDE de esta Comisión.

Figura 2. Etapas del proceso de evaluación, dictamen y resolución.

Oficio PEP-DG-SAPEPGCR-1208-2019

PEP-, CNH Presentación del Plan

de Desarrollo

29/04/2019

Oficio 250.170/2019

CNH-PEP Prevención de

, información

07/05/2019

CNH -,SE Cumplimiento Contenido

Nacional

CNH-ASE A Sistema de Administración de

Riesgos

Oficio PEP-DG-SAPEPGCR-1400-2019

PEP-CNH Atención a la Prevención

15/05/2018

Fuente: Comisión.

iii. Criterios de evaluación utilizados

Oficio 250.214/2018

CNH-PEP Declaratona de

Suficiencia

17/05/2019

1 comparecencia 13/05/19

CNH Presentación al

Órgano de Gobierno

28/0!;/2019

De conformidad con el Título de Asignación el plazo para la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción será del año contado a partir de la declaración de cualquier Descubrimiento Comercial, derivado de lo anterior, se verificó que el Plan de Desarrollo presentado por PEP fuera congruente y diera cumplimiento al artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la

permitan maximizar el Factor de Recuperación en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medició

777 Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuest

J

de la producción de Hidrocarburos. jl-

-como,.., GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX ...,_....,1..,

tlffllCMhueot

6

b(

Aunado a lo anterior, la Comisión consideró las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (en adelante, LORCME) y los principios, criterios y elementos contenidos en los artículos 7 y 8 de los "LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (en adelante, Lineamientos}, para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos en el Plan de Desarrollo, (en adelante, Plan).

Asimismo, se realizó el análisis de la información considerando los requisitos establecidos en los artículos 7,8, fracción 11, 11,12, fracción 11, 19, 20, y el Anexo 11 de los Lineamientos.

iv. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

a) Características generales

Las principales características generales geológicas, petrofísicas y propiedades de los fluidos de los yacimientos del Plioceno Inferior del Campo se muestran en la Tabla 4.

Tabla 4. Características generales del Campo .

Características Yac 1 Yac 2 Yac 3 Yac 4 Generales •••• Área (km2) 2.18 3.76 1.54 3.73 4.17 0.86 1.67 1.41

Tipo de Gas y !Aceite !Aceite Gas y !Aceite !Aceite !Aceite !Aceite hidrocarburos condensado negro negro condensado negro negro negro negro Profundidad 2,799 2,746 2,650 2,572 2,506 2,465 2,411 2,384

promedio (m) Porosidad (%) 20.91 18.2 18.65 19.16 9.88 21.8 18.91 17.42

Densidad aceite (ºAPI) 23.4 25.4 25.4 53.4 25.4 25.4 25.4 25.4

@c.s. Viscosidad 0.027 1.42 1.42 0.027 1.42 1.42 1.42 1.42 (cP) @e.y.

Bo/Bg (vol/vol) 0.0036 1.31 1.31 0.0037 1.309 1.309 1.309 1.309 inicial y actual

Presión de saturación 271.9 251.5 249.4 271.9 245.5 244.8 242.4 242.7

(kg/cm2}

Presión inicial 327.4 313.7 301.5 291 279.l 273.8 265.4 262.5 (kg/cm2)

Presión actual 327.4 313.7 301.5 291 279.l 273.8 265.4 262.5 (kg/cm2}

Gastos 2,135.8- - - - - - -

máximos (Bd) Fuente: Comisión con información presentada por PEP.

GOB MXICNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX

Yac 9

2.82 Gas y

condensado

2,295

18.83

53.4

0.027

0.0037

271.9

251.8

251.8

-

Los volúmenes originales de aceite y gas estimados por PEP y presentados en el Plan del Campo se muestran en la Tabla 5.

Tabla 5. Volúmenes originales de aceite y gas.

Campo Categoría

Cahua

Volumen original

Aceite (MMb)

65.94 65.94

Gas natural (MMMpc)

283.64


b) Plan de Desarrollo para la Extracción

PEP evaluó diferentes alternativas de desarrollo para la extracción de hidrocarburos del Campo. Dentro de las alternativas analizadas se consideró producir siete de los nueve yacimientos, ya que, por sus características petrofísicas, los yacimientos 6 y 8 no son comerciales. El resto de los yacimientos se desarrollarán con pozos en terminación sencilla y doble, control por gasto crítico y reparaciones mayores con terminación sencilla.

Alternativa 7

La alternativa de desarrollo contempla la perforación y terminación de tres pozos de desarrollo con aparejos de producción dobles, con control de la producción considerando los gastos críticos, la construcción e instalación de una plataforma tipo estructura ligera marina (ELM) con equipo de perforación tipo autoelevable, construcción e instalación de un oleogasoducto de 16" 0 x 26 km PP-Cahua-A a la Batería de Separación Rabasa. Posteriormente, dos reparaciones mayores.

Alternativa 2

La alternativa de desarrollo contempla la perforación y terminación de tres pozos de desarrollo con aparejos de producción sencillos, con control de la producción considerando los gastos críticos, la construcción e instalación de una plataforma tipo estructura ligera marina (ELM) con equipo de perforación tipo autoelevable, construcción e instalación de un oleogasoducto de 16" 0 x 26 km PP-Cahua-A a la Batería de Separación Rabasa. Posteriormente, cinco reparaciones mayores

En la Tabla 6 se comparan las dos Alternativas presentadas por PEP. Mientras que en la Figura 3 se observa lo propio para los pronósticos de producción de ac

j

eite

/ correspondientes a éstas.

Tabla 6. Alternativas analizadas por PEP.

y

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GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX """""""" •tidroc...t,u,m

8

11

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

Metas Físicas (Número)

Perforación de pozos de desarrollo Terminación de pozos de desarrollo Reparaciones mayores Reparaciones menores Estructuras Marinas Duetos Taponamiento Abandono Producción

Aceite (MMb) Gas (MMMpc)

Gastos de operación (MMusd) Inversiones (MMusd) Indicadores económicos

VPN Al (MMusd) VPN DI (MMusd) VPI (MMusd) VPNNPI Al (usd/usd) VPNNPI DI (usd/usd)

1 (Seleccionada) 1

12.48 12.36 159.89 153.62 52.54 50.97 261.68 283.34

644.84 510.10 156.55 96.92 196.55 198.81

3.28 2.57 0.80 0.49


Los pronósticos de producción de aceite cuantificados del Campo indican que se iniciará

producción en el año 2019 y alcanzará su límite económico después de la vigencia de la

Asignación; las reservas 2P a recuperar son de 12.4 MMb de aceite, 154.8 MMMpc y 41.25

MMbpce. En la Figura 3 se comparan los pronósticos de producción de las Alternativas.

Figura 3. Pronóstico de producción de aceite de las alternativas analizadas por PEP

--Alternativa 1 - Alternativa 2

7

6

2

1

o

Vigencia de

asignación

°' O ..-t N m V Ll"I U) ,-.... 00 O'l O rl N m V u, U) ,....._ 00 O"I O rl N m V Ll"I U> ,...._ 00 O'\ rl N N N N N N N N N N m m m m m m m m m m V V V V V V V V V V ººººººººººººººººººººººººººººººº NNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNN


GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX

c) Análisis técnico de la solicitud del Plan de Desarrollo

El primer aspecto que se analiza es el comportamiento de presión-producción del

Campo, el cual se muestra en la Figura 4.

El Operador contempla iniciar con la producción del Campo en octubre de 2019, y espera

tener un pico de producción de 6.13 Mbd, y 49.21 MMpcd.

El comportamiento de producción del Campo se puede dividir en dos partes, la primera

considera los yacimientos de aceite negro producidos a través de los pozos con

terminación doble fluyendo con tuberías de 2 7/8" 0 desde el inicio de la extracción y

hasta el año 2026, fecha en la que dejan de producir al agotarse las reservas 2P. La

segunda parte contempla a los yacimientos de gas y condensado, la cual permite iniciar

producción en 2019 con uno de los tres yacimientos y continuar extrayendo producción

de los dos restantes, a través de reparaciones mayores a dos pozos, cambiando de

aparejo doble a aparejo sencillo, desde el año 2025 hasta su abandono al límite

económico.

Los yacimientos de aceite cuentan con una pres1on inicial promedio de 290 kg/cm2,

estimando la presión de saturación promedio en 247 kg/cm2, misma que se prevé

alcanzar en el año 2020, año en el que se también se espera que inicie la declinación en

la producción de aceite. Lo anterior, hasta el agotamiento de las reservas en los

yacimientos de aceite en el año 2026 con una presión de abandono de 175 kg/cm2. En

cuanto a los yacimientos de gas y condensado, cuentan con una presión inicial promedio

de 293 kg/cm2, estimando la presión de rocío en 271 kg/cm2

, misma que se prevé alcanzar

en el año 2023. En cuanto a la relación gas-aceite (en adelante, RGA), se estima alcance

un máximo valor de 126 m3/m3.

7.0

Figura 4. Comportamiento de presión del Campo.

--------\

400

150

108 <::

<t

5�

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

2043

Producción de aceite promedio/pozos [Mbpd] --Número de pozos

b. Presión yac_aceite negro(kg/cm2) RGA(M3/M3)

--Producc1on de Aceite (Mbd) --Producción de Gas (M Mpcd)

• Presión yac_gas y cond(kg/cm2) (

Fuente: PEP. �

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GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX "�'°"""' H"""'..._,,

100 *

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El comportamiento de producción considera un aporte de energía al yacimiento por expansión del sistema roca-fluidos como mecanismo de empuje principal, e hidráulico moderado para los yacimientos 3, 7 y 9. En la siguiente figura se observa los mecanismos de empuje predominantes para los yacimientos de aceite negro.

Figura 5. Mecanismos de empuje del Campo.

Yacimiento 2 *

100 Yacimiento 3

80 ...

.. 60

E 40o e:

:� 20

o

o 10 20 30 40 50 60 o 10 20 30 40 50 Factor de Recuperación, Fr, % Factor de Recuperación, Fr, %

60

--- Acu1ff'ro ----+-- [xpans,ón Roca rtu,do

---+--Gas en SohKH>n --+-- úparu.1ón r1t>I c.uque-te <k" Gas

___.,__ Acuifero

---+--Gas en Solu<•Or.

+ Drene Gniv1Cmona1

__..,_ hpam,1on Roca Fluido

---+-- f•PJnstón rJel C1nquete l1c.-Gas

--e--- Or�M Grav1tacmnal

100 Yacimiento 5 ..,_

� 80

.. -

] 60

E 40 o e:

:� 20 �

o

o 10 20 30 40 50 Factor de Recuperación, Fr, %

._.,_ Acwfero ,__._. hpanMOn Roca r1u1do

60

- Yac11111C'nto 3

100

* Yacimiento 7

� 80

..-60

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E 40 o

·;;; 20�

o

o 10 20 30 40 50 60 Factor de Recuperación, Fr, %

---+-- Acutfero ----- Expans1on Roca Flu,dl) • Gas en SoluCJOn --4-- r...,panStón del CnQuete de Gas

_._ Drent-Grav1t.1c1onal Gas en SOluuón ---. bpans1on del Casquete de Gas

-+- �rene GraVltac onal ---+--Yac1m1ento 7

Fuente: PEP.

Derivado del comportamiento de presión-producción, así como de los mecanismos de producción identificados, el Operador presenta los pronósticos de producción de aceite y de gas que se muestran en las Figuras 6 y 7, en los cuales se observa un incremento acelerado de la producción, asociado a la perforación de los pozos Cahua-2, Cahua-3 y Cahua-4. En el caso del aceite se tiene producción máxima de 6.1 Mbd y 49.2 MMpcd para el caso del gas

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Figura 6. Producción de aceite del Campo.

- Cahua

ci o o o ci o ci o c:í ¡:;:¡ c:í ci ci ci ci ci o ci ci � ciN N N N N N N N N

o N N N N N N N N N

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Fuente: PEP.

Figura 7. Producción de gas del Campo.

- Cahua

f") � lJl U) e--- co O'l o ¡:;:¡ N f") � lJl U) e--- co O'l o �N

N N N N N N N f") f") f") f") f") f") f") f") f") � � o o o o o o o o

o o o o o o o o o o o o N N N N N N N N

N N N N N N N N N N N N

Fuente: PEP.

La capacidad de manejo de la producción del Campo por medio del dueto de 16" 0 es de 40 Mbd de líquido y 100 MMpcd, por lo que se considera suficiente para transportar el aceite, gas y agua pronosticados. La capacidad de manejo se mue

�Figura 8.


e)

¿

Figura B. Capacidad de manejo de los fluidos del Campo Cahua.

Capacidad de manejo 12 � 120

10 100

8 80

6 60

4 40

2 20

o o

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

--Aceite -- Líquidos --Agua Gas --Capacidad de gas en el dueto

Fuente: PEP.

e)

¿ ¿

Con base en la información de campos nacionales, se realizó un comparativo de campos

análogos de Cahua y se presenta en la Figura 9, el factor de recuperación final estimado

de los análogos.

Figura 9. Comparativo de factor de recuperación de campos análogos de Cahua.

80

70

60

50

40

30

20

lO

o

56.37

18.9

1

54.13

48.

39.74

24.8

66.68 64.00

60.98

51.6 47.83

32.9

24.8

19.0

■ Fro (%) ■'Frg (%)

Fuente: PEP. f

59.59

33.56

22.5 4.29

- '""""""

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX "�m,, ,,.. lhdn•MhuflPI

La estrategia de producción del Campo se hará utilizando pozos direccionales de los cuales dos son tipo J y un pozo tipo S. Respecto a cómo serán terminados, de acuerdo con la configuración mecánica del pozo y con los índices de productividad esperados, éstos tendrán tecnología de doble aparejo, teniendo como ventaja la capacidad de producir simultáneamente dentro de diferentes zonas, menos intervenciones de redisparos y recuperación temprana de inversión.

Para la fase de extracción de gas y condensado, de acuerdo con los análisis de productividad y la geometría del pozo, será necesario una intervención de reparación mayor, que consistirá en recuperar el aparejo doble, aislar intervalos, introducir aparejo sencillo y disparar nuevo intervalo productor.

De acuerdo al análisis de los gastos críticos para los yacimientos de aceite, se observa que dos yacimientos presentan gastos iniciales por encima del gasto crítico estimado. Por lo que hace a los yacimientos de gas y condensado, se observa que los gastos iniciales están por debajo de los gastos críticos estimados.

d) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

Para el desarrollo del Campo, se planea la construcción e instalación de una plataforma periférica denomina como PP-Cahua-A donde se colocarán sistemas de medición operacional mediante placas de orificio para líquidos y gas, así como la construcción de un oleogasoducto de 16" 0, con la finalidad de enviar los hidrocarburos como mezcla multifásica a instalaciones en tierra para su procesamiento y acondicionamiento, identificando que la primer instalación en tierra donde se llegará es la Batería de Separación Rabasa, instalación donde se realizará la separación primaria de los hidrocarburos en aceite y gas, además de que esta corriente se unirá a otras, provenientes de campos como: Brillante y Rabasa, además que en los Puntos de Medición se unen otras como Lacamango y Soldados, es importante resaltar que para este mismo año se tiene contemplado integrar el Campo Octli.

Derivado de la solicitud de Plan y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 28 42, 43 y 44, de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante, LTMMH). la Dirección General de Medición (en adelante, DGM) llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Operador, 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:

El Operador prevé el inicio de la producción para finales del año 2019, sin embargo, actualmente la Asignación no cuenta con infraestructura para extracción de acuerdo a lo manifestado en el Plan presentado, por lo que el manejo, procesamiento y medición

j de los hidrocarburos, se estará sujeto a la construcción de la plataforma periférica y el oleogasoducto para poder ser transportados a tierra para su procesamiento y

;r

-c ........

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX _.....,.,. Hidruc.arbutul

14

V

acondicionamiento, identificando que en tierra la interconexión para el manejo se llevara

a cabo a través de la Batería de Separación Rabasa, la cual se encuentra conformada por

un sistema de separación, rectificación, almacenamiento y compresión, donde se

realizará la separación de las fases en aceite y gas.

El aceite separado será enviado en conjunto con el agua a los tanques de

almacenamiento para su estabilización, además será medido de manera estática en el

TM-100 y bombeado hacia a la Planta de Deshidratación la Venta a través de dos

oleoductos de 8" 0 para su acondicionamiento, mediante tratadores termoquímicos,

donde el aceite es medido a la llegada en una Estación de Medición de crudo identificada

como La Venta (medición de referencia), por lo que una vez acondicionado el aceite en

la planta será enviado y medido a través de dos medidores del tipo ultrasónico (medición

de transferencia) al Centro Comercializador de Crudo Palomas para su venta(Figura 10).

Figura 70. Manejo y Medición de aceite de la Asignación AE-0009-3M-Tucco

Xaxamani-07 Campo Cahua.

PP Octli-A

Bnllanle

Rabasa

PP-Cahua-A

Estación de Medicion

de Crudo PO

MDS-APCP-BSRAS-MM-1

TM-100

Batería

de Separación

Rabasa

Los Soldados

Blasillo

Laca mango

Cuichapa

CPG La Venta

MRA-APCP-POLV-05

La Venta

MTCA-APCP-POLV-1

MTCA·APCP·POLV-2

e.e.e. Palomas

Medición Operacional

Medicion de Transferencia

Medición de Referencia

Medicion Fiscal

Fuente: PEP.

En cuanto a la fase gaseosa, una vez separada en la primera etapa de la Batería será

enviada a una etapa de rectificación para luego ser enviado a compresores para su envío

a la red de Bombeo Neumático en aproximadamente un 40 % y el restante al CPG La

Venta paras su proceso, resaltando que en este proceso primeramente los líquidos

recuperados del gas (Condensados) serán enviados a las líneas de aceite para su manejo.

Por otra parte, esta corriente de gas se unirá a otras por lo que al final del proceso los

volúmenes determinados tanto de aceite como de gas en los Puntos de Medición serán

asignados mediante prorrateo. Se identifica de acuerdo a la Figura 11, que una vez

separado el gas, éste será medido en la Estación de Compresión Rabasa mediante un

sistema de medición de presión diferencial por placa de orificio y a la llegada en 1

¡r


Estación de Medición de Gas en el CPG La Venta (medición de referencia). antes de pasar al Punto de Medición.

Figura 77. Manejo y Medición de Gas y Condensado de la Asignación AE-0009-3M

Tucco-Xaxamani-07 Campo Cahua.

PP-Octh-A PP-Cahua-A

1 1 ---------

1 1

1

Brillante : Estación de Compresión

Rabasa _ 1_ _ _ _

Rabasa _ ___ _

Estacion de Medicion de Gas

CPG La Venta CPG La Venta

MRG-APCP·BRAB-PO-04 MRG·APCP·ECRB-01 SMRG Corriente

CUlthapa-Blaslllo-57 APCP-CPGLV·PO-2015

MDS-APCP-BSRAB-MM-1 MTC-APCP-ECRB-02

Batería de Separación

Rabasa Blasil o Los Soldados

Medición Operacional

Medición de Transferencia

Fuente: PEP.

Medición de Referencia

Medición Fiscal

Por lo que en complemento de lo anterior PEP realiza la siguiente propuesta para los Puntos de Medición para el Petróleo, Gas y Condensado de la Asignación:

Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del petróleo, el Operador manifiesta que una vez acondicionado el petróleo conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición del Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas, donde son medidos a través de medidores del tipo ultrasónico instalados en varios paquetes de medición (PA-100, PA-200, PA-300 y PA-1700) y son asignados mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan hacia la Asignación.

Medición Gas Natural �

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del gas, el Operador Imanifiesta que una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición del Centro de Proceso de Gas (CPG) La Venta, 777 donde se medirá de manera directa mediante medidores del tipo presión diferencial por placa de oficio (paquete identificado como MTCG-APCP-CPGLV-PO-2015) y su calidad determinada a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los LTMM

jY

lf

y asignados los volúmenes mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan

hacia la Asignación.

Medición de Condensado

Para la medición de condensados, es necesario realizar la siguiente precisión en cuanto

a su manejo, derivado de la filosofía de operación presentada y a que no se cuenta con

infraestructura particular para su manejo, los condensados serán determinados de dos

maneras, una teórica sustentada a través del estándar API MPMS 14.S y GPA 2145 para lo

cual utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas

cuantificado en la Estación de Compresión La Venta, en cuanto a la parte líquida de los

condensados recuperados y derivado de que no se cuenta con infraestructura para el

manejo de estos, serán manejados como Petróleo, por lo que se utilizará el mismo Punto

de Medición propuesto para este.

Medición de agua

En cuanto al manejo y medición del agua congénita, una vez separada y obtenida del

proceso será enviada a tanques para su proceso de estabilización y eliminación de aceite

que pudiera contener, una vez realizado esto, será enviada mediante bombeo centrífugo

a la Planta de Inyección Cinco Presidentes a una presión de 17 kg/cm2, donde se cuenta

con un medidor de presión diferencial por placa de orificio para su medición antes de la

inyección, donde además se recibe y mide el agua congénita proveniente de la Planta

Deshidratadora La Venta, cumpliendo así con lo establecido en el artículo 23 de los

LTMMH.

a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos

Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de

Medición y Puntos de Medición para el Campo, se llevó a cabo la evaluación indicada en

Tabla 7.

-Comow� GOB MXICNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX ,..._.....,"'

ttidlTJC�

No

1

---

2

-�

3

4

Tabla 7. Evaluación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición.

Datos Generales:

1-Ql'f'lbrtdf/AsqN:ranooCo-t-trateta _____________ •..a.•.,,.-'-•�b-'-"'°""�""°"-'-'""'°"""'-==--------------

-No O'tCont,i:,tooA.,qllOOóf'I Af.<IXJ9-JM.T�x»� -01(¡,,tw, CPI-Jol Notrtb1cattaAsqi,aoonoAt?OContn>CtuO CangoCA1 �

rooatPfo11otw1/iJor PlandeOnanol!o

-M1culo de los Presento Requerirrienlo Criterio de 1Yal1Jacion L TMMH/Contraco'G11 SiJNo

PrqlltSladem811e!() '""''"'"''"º" y _o, ele oe IOS t'll:icc8itllr0!5 L n.t.H Ca¡JC¡A, 1 y t,/ wunenyt-.ie1e1os SI dosdepozohlslaa l\á'ocartuo< PI\

Prq,ueslaeleP\nas LTWt Capluo 1 De a S&SffflllS de medclCl'I SI eleMldcD1

1 1

Oeberí dar cum¡smento al actt.-c> 42 tacc,a, 1 PcitJCademedlcJa, 6del05LTWi So

Proced1m1erios.

�- So

--

corilrmatoOr\ SI m.uolllglcl

� 1 1 Presenw los proc-y

pr(9llmosdeactr,-42 taC:CÓ11 ,,-,a,ad01 ca, la impen8UCÓ\

1 de los procedmentOI Sdlcla<IDS es ooc, proi,amas de c:a11ncm

¡ ElalxracoOr\ de de cor,tmaco, mecrCIIOglcl ele SI

,beJanee mantnnento

1

¡.-Clll<bracáldelOI

onstnm!ntos de SI -

Cu�nl Oucrlpclon br••• de 11 lnlomadcln pruenlada o o

s

s.

--

S<

S<

---

S,

El. A>9111aoo i,es«w.a y desc<"9 la ir-'> para el maneiodek>I háocartu01 delkeo

CcrlTactual dM<i) an del C!llpaS de proel,Ccá\ 11 pnme!1I ... ¡JmlCCoOr\ ele ICICe y gas anlrel05

allos20t9-21126ylt�eleGesyccrdonsado 8 por,r del "'1o 21126 eleJandO 18 prOClJCC,or, ele ICCl!e ""IJO l!DffllCoOr\ UtUdl "'la plgnl 9 211 y 150

deldctlmeoloprlldelPOE

Preserfa ccmoprop¡esta del'l.<llOI de �-oOr\ háocartuOl lcudos 101 ubcldOI"' CCC

PIIIOmaS y el CPG La VC!nUI Plrl Ges

--

EIAsigll!la!IO preset1!a MI poillc:I de medcÓ1 lo cual se encuEl"h b8Sld8 en la ai-=acia, y

1C�o1 la ncrm1tMCBOap11e1t;e ISICaT'IOI

1 • lldopcm de un 561M\1 de gesbCf\ besado an le

norma ISO 10012

¡-·--�-·-·· S1Stemas de ffNdcam tlll cual se encuertra ubcaci>

en 101 l!"EXOI Carp!Q Cle .,,.,.,. del •142.

PI...U • proc-para cor,!nnacm _,..,101w ..... e1emacicoOr1 l!lcualse

enc:uenUB ubcaclo en 105 ane.u,s car pero ele....,. dellll"2

,- �---

Presenta el prcxeclmoen!O pora ca,CnnacJCn

S< mettCIIOglcl, 101.,.,emos oe medeoOr\. 111 •""' se

encuentra ubcem en kll anexas Clfp!!II de aiexos lll!lart"2

-

Plese'lla l!I ptOCeclrnoen:o para Clllr1C101 1 105 S, SISIM\lsdemeclc,or,erisu""""""'""°los

ca,llrmln, elcUII se encuentra ubcacloan os .,,.,.,. ca,pmdewxasdelan42

-

Obeervaaones

Coberesalal "'"se...,<Zará lt""""' nh,suuctura de ac,.. para l!I """'"'°'

medico, de 101 ccrd!nsaál5 11'11 m --•lasc,slc¡.ásyga58015aS"'II bit.ere rltJlsa Fu cara '811t se idl!ne.1c111 Ca\SlnJCCOl deOleOgllsoellc:101 para el .,.,D

de 105 tláocartuOI I II Balsa ele 5<laaco, uacnenten

Presenlolll d!scre>em einbmac1C11 raiaca.am ca, 10& 515'.� de fl"lidc:O\

ubcldOlenlOIF'l,,cosdeMecic:oOr\ y aciclCMll1fr<I! br!IOC:icnadoca, memco,es

deUBns""""" relorencey�IClCIIII(

Oeacueráoa � 11trmacoa, pr- se llenlllc:a '1JC'la patJCa de medc:,or, se a1euentra sustentada fl'I Ll1 OOC\l'Oefflo

ca,ocldo cano p11n rector ca, la -de �ICI y cl!IJnclcta 111 ,111,nor de ICI

empresa mtrmlCoOr\ utJcada en la p6!lf1I 151 del documi!\IO POF

Plesencalo5¡:rcgramasoem........,..pn os P\,1ln5 de-.., y medcoles ""5!entfS ademas del ?O!JIINI de

mó!men!aco0rldel05 ¡rocl!CIIMnllll

Presaru 105 JJO!Jamas di cm6rmacol l l11ElrlJtl9Capor1105?.lwmde-01y

medarn!sC!>l5U!l1tl!S-c111prcvama de � de es10I --

V• lpof1ado de procilcc:m y bellf\CI

Presen!a lo$ progamas de caltnc:oOr\ pn OS P\,f\los de Meácal y meclcoa,es eJIS!i!IU5 -delprogamede

�,.,..at1CJ1 oe es101 proc-

t -<•�"··�

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX "� ,~1 ,c.-ltictnl(_.rbu,,.,,

5

7

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9

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htclOOalmete a los diagramas a El As�rQOmo ¡reseroa el d,agrama gereral del ¡resemar (DTTs, lsométrcosi se IR:lurá un diagrama general con la ,:roceso dome se deoofcan los dlereres � de

descnp::ón del mane¡o de los medcl6n1 realrzar asim1Smo tambiense ll'eseru Pdc10nalmere a los dagamas se ¡res...,. la 4Zhmlnl D�mas gene,ales l"áocarbu<Os desde los pozos s, SI los diagramas correspcrdierles a las nslalac1ones descnp::ón de la c:orlormacón de los so temas

de rir.lesorucua hasia el p.no de medcón. que COÁ1>man el M<cansmos de Medcón desde el de medcón lal'II> pa,a l"áocarhros liµjos tidcardo los soremas de medcón pozo hasta el PullD de Medcón es" rlormacón como pm-a gas

-aconal. referencial yde se encuer1ra ubcada en la pagr,a 154 del nnsfererc:ia existentes documenco POF

Se ¡,esenia la ubcacón de los s1siemas de estas ubcaciones y cambos deberán l.bcacl6nde los martenerse actuahz.ados y debedn formar

4Z fraccl6nlll instrumer1osde Cumplimerco al anicuJo 19 SI SI medcon mediare coordenadas geocJ"afcas parte del censo que se enorega ......imene de medlcl6n fraccón I de los L TI.Mi además de su categoría o uso, ríormacl6n ubcada ccriormóad con los LTI.Mi yU1iaando 10s en la págna 206 y anexos del PDE. documen10 pdf formatos correspondlffleS

Presella' los diagramas de los De acuerdo a la rlormación ¡res- se ... rumenos de medda ton·, ldertñ:an los d!i93mas sotnercos Diagramas de los ooménos) Aáconalmerae ccwrespondenle:s a kls sisiemas de medcaOn eóconalmerte IJ'e5el'la 119-'rm on·s estos

4Z hccl6nV "511\Jmet10Sde especñ:ar sIse cuerucon s, SI existences en los cuales se observa la diagramas debelan mmener ar:..-ya

medida patrones de referen::11 en sibO o ccriormacón de los solemaS de medción que forman pone de la rlormacón documercal bien los a utizar en caso de no rlormacón ubc:ada en el documento pdf págras de los �t!canomos de '-t!dcón corur con - de ccriormclad con el artciJo 22 de los L TI.Mi 2ai y anexos. carpeta a, 42

Se deberá d.Y cumpkmitrto a los Uso comparudo del es"técldo en el articulo 20 De acuerdo a la rilrmacón presertada no se

4l hccónVI Puflode'-t!dicón ¡rese,undo el projOCIO de acuerdo Si s, derlrfca el uso compartdo de los p.nos de o acuerdos celetrados ertre mecfcón ¡ropueslOS

c,per-ú,es Programas de EJ ConnbSta presenta los � Entre los ¡rogramas se encuenran los

lmplemerucón de los Todos aquelos ¡rogramas o cooespcrdierles a la mplemerucón de los relaconados con la lm�ón de los 4Z fraccónVI M,c.,..,mosde crorogramas CJ.11! den Nn?mlfflD

s, s, ,_..,, pa,a el cumpimoeno de los Ln.t.tt p-ocedmiertos. as/como el desanolode Medi:iónydelas a la lm¡jemer1acón IOlal de los W..macónubc:ada enla págma 207-208 aslcomo ac!Mdades pa,a el cumpimfflo a los ns1a1ac1cres de mecanismos de medcón requerimeflDs de mplemeniac ón de los

¡rodl.<cónque'""'- en la carpeta de los anexos art 42 M<canomos de '-t!dcón de la As�rQCIÓn Se deberá dar cump1mer10 al capiljo Vide los L Tt.t.t\ y se deberán reponar los valores de ncettdumtre estmada ¡aa los Se preserta IJ'esup.Je:Stos de rc:ertd\mbre Es mportate resatar que ro l0dos los valores sistemas de medcón que c01Tespo,d,enles a los PunlOS '-t!<lci6n aslcomo

n:ef111irrnbre de confonnen el M!canismo de los ¡rogramas relar:IOnados pa,a su ac1Uaizaci6n estanderuodelo estal:M!cdo snemb.-gose 42. traccónVI medida M!dición de la Asi¡nacÓI\ s, SI con la linlldad de marener ooa mepa carena a derdca et com,:romiso de mejOfa a cono

n:liyerdo IOS ¡resup,eslos de los s01emas rlormacón ubc:ada en los ....,_.,, plazo para iener oo mep as•amief10 de la n:ef111irrnbre y ev<lercia de la c•pe1aa142 medclón

rrazablldad de los sistemas de medclDncorrespordenc.es como

SnnM•

Presffltar las lnw!rsiones económicas relaciOnadas con las acliYlclades de �i6n De acuerdo a la rlormacón ¡reseniada pe, el Estos gastos e nversones de acuerdo a lo

marcerwmer10 y asegu,mento de Ptsignatar10seidetúca unanalislS tecrc:� obse<Vado ga'811JZafan los perjme,ros de 42 lraccón IX Eval.Jacón ecor-ómca la medcón ....... ,; PIW1 de SI s, ecorómc:o en et cual se rck.r)el las nversones y n:end.mtre soleados en los L 1\-M-l

Ilesa-rolo las cuales ,en!rancomo gastos operatM>s relaclOl'li1dos con medición hasta semjl'e ycuaRXI se Na ta d cOffeclO final dad el dar cumplomoe<Oo a los el ario2042 segum,erco I las rMmas

valeres de rcert.dHnbre es1allecldos en los L n.t.ti

De acuerdo a la Wormacón ¡resenoada. se Cabe resaltar que la Rormación a corwier Programa de Deberá dar cumplmen10 al arti:uJo ldertlfica que la bláccra de reg1Stro ya se encuera-a data cum�1rmem a lo soletado en los 42. lraccónX mplemeniaclón de la 7. fraccón r,¡ articuJo 10. ani:lio 42 Si SI en IJ'OCeso de mplemeniactón. y que esta cum¡ie LTl.t.ti. resallando que dlnnce el ario 2019 se Büccn de registro fraccón X. arti:uo 50 con los reque11nerios miwnos de ríormación a martenctt en actuahz.acón de los reg1Stros c..-.ener de acuerdo a lo eslatécóo en los L n.t.tt El As,¡naia,10 ¡,esenia IOS programas de

Progama de dlagnósli:os a lOS solemas de medcónque 4¡ lraccónXI Cumplimierco al ancuo 58 SI SI ccriorman los M<canomos de M,dci6n diagnósucos lrm"macón que se ercuema ubcada en los

anexos céWJ)elaart42. Se lenlkin que incur cenfcaclos, reconocimef10s, evidencias que

demueslran que las Cl>Opelenc:JaS son acades con los sistemas de Se preserta evderi:e de las competen:ias tec:rc:as ldlcionatmeru ¡res.,.. el ¡rograma de medcón "51aiaclos o a inslalar capac<acón del personal en el cual se 42 fraccónXI Competences técl'ICas ldlconal,,,.,... se debe n:lir el Sl Si del personal relar:IOl'Qdocon mediciÓt\ n:liyerdo ercunra n:udo el Responsable Oficial r,gar,grama y CVs del personal los CVs correspondierces

IJOjlUeslO

lfMllJcrado.., la medición asl corno el p-ograma cooespordiffle

a capacitac.ón.

Pre,.,.. ¡ropues" de tidcadl>es de desempeño Se derui:a que manifiesta con esto5 n:ticadl>esde Cum?imento a lod1Sp:.,estoenlos 1rlormac'ón que se encue:rua en los anexos de lrdcadores el cumPimento a O sollcllado en

42 hc:cónXI desempeño articuJos 10 26 'l7 28. 29 30 31. s, s, medclón. los cuales cumplen con la rlormacl6n los LH,t.ti pa,a los lrdicadl>es sin embargo 32y33 minma a corterer de acuerdo a lo esta�do en una YeZ fflplementados estos deberan ser

los LTI.Mi Muados en su e,ec:uclón y ci.mPm.erco. Cum¡imierm al articulo 9 Se derldica al .'dmnslrldor del ICIMl lf1egrai

42 traccón 111 Responsable oliclli n:liyerdo suo dalOS gererales s. SI Pres...,. la desig,iacón del Responsable Ofclli de proib:con bloque AS02-04 como como es el pues10 que ocupa en la responsable olic ial erninsa y sus datos de coruc10

Enel Pureo de '-t!dconyenla 17 De las deroaclcres medcón de transferercia no SI SI De acuerdo a los d� preserudos no se

podrén nstalarse denvacones de lidefUi:an det1vac10neS en los sistemas de medtlón

IUbera. ltiifí:at en diagramas

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GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX �M•�,,,,.. llll"•"- trhU111'

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I�

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19

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25

19 fraccoln 1

19. �accoln IV

19 fraccónV

21

22

23

24

Vl.9 anexo lguca de

planes

Te!emevil

C�odad

Compulador de ffup

DelaS_,,dades

patrones de refefercia bp) tubería en et Purtc,

de M!dic,án

Dela medición del

agua

Delamedcoln muufásca fracce>res

l lyl

Ueáción en� de pQZO

Producción y Balance

Presenar la descrp:i6n de IOS s1Stemas lelemetrcos con que se cuerun o bien los Pf0!1amas de acwdades a realwv p¡ya corur

conelos

El Ope,ador Petrolero debera gararoz¡r que la cafdad de los

Hcrocartuos se l)Jeda de1etrm,,. en el P\Jl'la de M!dci6n, en los lérmros delo establecdoenel

arti:::® 28 de los ¡:,esertes Uneamoemos

El Pur<o de M!dclón debefj 1ne1u, Ln comp.rtador de flup con las

funcoores de seg<nlad -a1Nas y íisk:as que ro pe,mtan

macc,nes asl como corb' con la ca¡¡acodad de resguardar la

informaci6n

Los reslilados de los nsrumentos de meddl deberán-

,.,_ .,..ológca a'""""" nacionalts o nernaconales

Los Pur<os de M!dc oln de los Hicrocauros liµjos n:ll)endo los condensados, deberán esta/

dls�tos conoopauónde refererc11 tip') tubet8 permarte En

casos excepc:onaies Pall'O(e ponatles

CUmplmlerlo a las fl'acc10� l I y 1 del artCIJo 2l Presertar la

descrp:lón del manejo del agua p-oducda. aslcomo su medicón o

calcUO pn � balarre det irea

El Operador Pe•olero podrá )Jstifc•laU112aci6nde medido<es

rJUtlfáscos en su i:un de desarrolo PI"• la E>ltacci6n

Preserur La descripcón l:Jew: de los p.n,s de medci6n. ¡,¡,oy especícacoones de meódor

rcenó..lmtte asacada y calllaa de IOS tóocartuos adc- la

ubicación en la que se megarán al comett1alaaclorlOS l'ldroca'tuos

El Ope,ador Petrolero prese,u la descn¡x:oon de los ldiclONfmen:e se iSerüica que estos p.,eden

s, SJ sistemas lelemetri:os conquecueru enlos PlM'IOS

ser,.,.- a traYes del panal PEP-Clt{ de l.l!dici6n de corlarmldad coo lo estalllecdo en el

el cual S9JI! ena::tualrza::ón para mepra artcuo 19

De acuerdo a lOS ¡:roe- ¡:resentados para Se iderúr:a que para el ace,e gas y

comensado los ixnos l)'Ot:lieSIOS cLmplran s, s,

la detetmNCl6n de calidad y su asignac:ionel con la calidad, utiizardo la írlraes1rUCt1.n

Operador Peuolero asegu-a su del!fmlnacoln en los existeree de pemex. resaltardo ta producción

Punos de M!dcoln de condensado has la el año 2026

Los Punlos de �clón ¡:rop.iestos cuerun con elementos '"'"ª"" (compu1ador de r..¡o). los

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del!fmlnacolndelos l<Jiurnenes netos

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art 42. n:eruiJmtre de meóda prcqamas que deberan ser iCtUlizados

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Punos de M!dcoón gesbón y gererciamlefio por otra panes se resalta que dorde Al se cuenta con eslOS patrones la �dad se dará a 111� de

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Para el agua c�. se cueru con una planea cle Presena ¡:rocedmoer<o de medci6n eslátca

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entarques,eru::ales

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.,,_,... sepallldores de prueb&

1t, �eserta ¡:ropl.lH!a para prueoas de pozo de No No

corlormidld coo el artcuo 36 de los L TMlt!

Para la elaboración del balance de los hidrocarburos producidos en el Campo, el

Operador propone los procedimientos denominados "Procedimiento Operativo para

Elaborar el Balance de Aceite en la Subdirección de Producción Campos Terrestres" y

"Procedimiento Operativo para Elaborar el Balance de Gas Natural en la Subdirección de

Producción Bloques Sur", donde se considera la producción de aceite y gas bruta del

cabezal de prueba en la Plataforma PP-Cahua-A, producción, presión, temperatura y

corte de agua de la Batería de Separación Rabasa, Planta Deshidratadora La Venta y

Centro Comercializador de Crudo Palomas (para aceite), Estaciones de Compresión

Rabasa, Complejo Procesador de Gas La Venta (para gas), en los cuales se procesa y se

lleva a cabo la distribución de los volúmenes producidos de la asignación Cahua.

Cabe señalar que en el Centro Comercializador de Crudo Palomas y el Complejo

Procesador de Gas La Venta confluye la producción de más de una Asignación, por lo

que la corriente de Cahua se mezcla con otras Asignaciones. Los procedimientos

propuestos consideran las actividades, movimientos operativos programados y no

programados, aforos de pozos, traspasos, desincorporación de gas (quemado,

GOB MXJCNH RONDASMEXICO GOB MX PORTALCNIH.CNH GOB MX - e-

""'"""""" 1 hdroc•rhun,.

.,.. �

'

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autoconsumo, sellos, bombeos neumáticos, entre otros) y los cálculos generales para realizar los balances de la producción.

Para la determinación de los volúmenes de condensados equivalentes del gas medido, el Operador menciona que realizará el cálculo con base al API MPMS 14.5 (Manual of Petroleum Measurement Standards) mediante el uso del análisis cromatográfico del gas medido.

Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición de la Asignación AE-0009-3M-Tucco-Xaxamani-01 Campo Cahua, la DGM manifiesta que, PEP 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 el artículo 42 de los LTMMH.

Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.163/2019 de fecha 06 de mayo de 2019, respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A-068 con fecha del 13 de mayo de 2019, se respondió que no se tiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de Medición presentada por el Operador y correspondiente a la Asignación AE-0009-3M-TuccoXaxamani-01 Campo Cahua, " .. .siempre que los mecanismos de medición asociados a la

propuesta; permitan la medición y determinación de la calidad de cada tipo de

hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de

hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico

que emita la Comisión relacionado con esta propuesta.", manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

1) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegurela aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de laindustria en la medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual o

�Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo ,,, (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de mediciónprevistos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que loshidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las condicionesde mercado o comerciales, en virtud de las características de loshidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado en esteartículo.

j 4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo 41 de lo

�

Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e y

GOB MXICNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX """º""'..,-

c-flldroc:� fl.-,4-

internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos lineamientos.

5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera necésarioprever la incorporación de una metodología de bancos de calidad quepermita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las queprovengan.

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Operador 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 Área Contractual, en términos del presente análisis técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.

Obligaciones de PEP:

l. PEP deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas yevaluadas en el Plan por esta Comisión, de conformidad con lo establecido en elpresente Dictamen,

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

3. Deberá dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas deMedición como lo estipula el artículo 48 de los LTMMH,

4. Los vol u menes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensado producidos, asícomo los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados deconformidad con lo establecido en los formatos de los LTMMH y normatividadvigente. Asimismo PEP deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diariasin prorrateo o balanceo alguno.

S. Deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medición basadoen la norma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los LTMMH, el cual

/-; contendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas de medicióny los Mecanismos de Medición,

6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar el balance

Ide los autoconsumos y características de los equipos generadores deautoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua deinyección,

y /

-lom,-GQB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX N.,..,., ,..,

1 hdrul(.Jrburu,

22

7. Deberá actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de mediciónusados en los Puntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional,referencia y transferencia, conforme a lo establecido en el presente Dictamen,

8. Deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acrediteque el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes parauna correcta administración de los Sistemas de Medición,

9. Deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Mediciónde los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecidoen el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH,

10. Deberá reportar la producción de condensados en el formato CNH_DGM_VHP delos LTMMH. En el formato CNH_DGM_VHPM de los LTMMH, PEP reportará loscondensados líquidos medidos como aceite en el Punto de Medición del CCCPalomas, así mismo se deberan de reportar los condensados equivalentescalculados en el CPG La Venta mismos que se deberan de calcular tomando comobase el estándar API MPMS 14.5 utilizando como insumo los resultados de análisiscromatográficos y volumen de gas cuantificado para el área de asignación.

11. Deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en laboratorio delGas Natural producido, así como un análisis cromatográfico en el Punto deMedición para la determinación de la calidad, mismo que deberá remitir a laComisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH.

12. Deberá ser evaluada y actualizada la propuesta de los Indicadores de desempeñopara cumplimiento, con la finalidad de contar con evidencia de estos, parademostrar el desempeño de los instrumentos de los Mecanismos de Medición.

13. PEP deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisiónreferente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de losLTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de losrequerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen.

14. Así mismo es necesario que PEP cuente con información actualizada sobre losdiagnósticos, programas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre delvolumen medido estimado sobre el volumen a condiciones de referencia,monitoreo y transmisión de los datos en tiempo real y de cada una de las variablesasociadas a los Sistemas de Medición de las mediciones propuestas (operacionales,de referencia, transferencia y fiscal). ya que los datos generados en estos sistemasse VL:Jelven parte de los Mecanismos de Medición y por ende al Sistema de Gestióny Gerenciamiento de la Medición.

15. Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el)Jartículo 47 de los LTMMH, PEP deberá someter a consíderación de la Comisión la

w aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan, en V,- l -lon•�"'

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX ""'•-• , .. Jhdn--.ithu1ut

&

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.

e) Comercialización

Para el manejo y disposición de los Hidrocarburos, se tiene programado la incorporación

para el 2019 de la producción de gas del Campo, a las instalaciones para el manejo,

compresión y transporte del gas desde la Estación de Compresión Rabasa, la cual fluirá

mediante un oleogasoducto donde la producción de este campo será procesada y

transportada en corrientes separadas de aceite y gas, donde el gas será enviado hacia el

Complejo Procesador de Gas La Venta y/o a la Red de Bombeo Neumático. Cabe resaltar

que el proceso de compresión de gas se llevará a cabo en tres etapas, donde la etapa tres

tiene como objetivo separar los condensados que se formaron en el proceso de

enfriamiento. Una vez concluidas las etapas de compresión, el gas es descargado de los

equipos de compresión y enviado hacia el Cabezal de Descarga de Gas a la Red de

Bombeo Neumático y hacia el Cabezal de Descarga de Gas al Complejo Procesador de

Gas La Venta, en este punto, una vez puestas las corrientes en las condiciones necesarias,

el gas será enviado al Sistema Nacional de Gasoductos.

La mezcla gas-aceite proveniente de los pozos del Campo, tiene un aceite con una

calidad de 25.4 ºAPI y una presión en el yacimiento de 291 kg/cm2 con la energía

suficiente para fluir de manera natural al punto de entrega, y por lo que respecta a la

infraestructura, el Plan considera la construcción e instalación de una plataforma

periférica denominada PP-Cahua-A, así como la construcción e instalación de un

oleogasoducto el cual permitirá una vez recolectada la producción en el cabezal en

cubierta de la plataforma, enviar de forma multifásica la producción hacia tierra a la

Batería de Separación Rabasa donde la mezcla multifásica de este campo será

procesada y transportada en corrientes separadas de aceite y gas, para su posterior envío

a la Trampa de Diablos Saladino, por medio de las bombas de combustión interna, a

través de dos oleogasoductos y a su vez a la planta deshidratadora ubicada en el Centro

de Proceso de Gas la Venta para su posterior acondicionamiento y comercialización en

el Centro Comercializador de Crudo Palomas.

f) Análisis económico

El artículo ll de los Lineamientos, señala que los Planes deben contar con un análisis

técnico económico que sustente el cumplimiento de los objetivos establecidos en las

Asignaciones, entre otros, la maximización del valor de los Hidrocarburos a lo largo de la

vida de los yacimientos y campos en condiciones económicamente viables, y la selección

de las mejores prácticas de la industria.

Aunado a lo anterior, los artículos 9 y 20 de los mismos Lineamientos establecen que el

contenido de los Planes de Desarrollo para la Extracción se detalla en el Anexo II de los

mismos. r

-Lomo..,. GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX Nu,.., de

llldro<-.trbJfUf

Con base en lo establecido en los numerales 1.6.3, 1.6.7, 111.2.7 y V de la sección 2. Contenido

del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Guía para los Planes de

Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, Anexo 11 de los Lineamientos, la

aprobación del Plan implica el análisis económico del Programa de Inversiones y de la

Evaluación Económica del Plan presentado por el Operador.

Es así como, en cumplimiento al mandato legal establecido, a continuación, se presentan

los resultados del Análisis económico. Al respecto, se destaca la viabilidad económica del

proyecto presentado en el Plan, a través de la información referente al Programa de

Inversiones e indicadores económicos.

Programa de Inversiones

El Programa de Inversiones es consistente con la información presentada

correspondiente al Plan; y fue presentado de conformidad con lo establecido en el

catálogo de costos de los Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos,

gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la

verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en

contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos, de la Secretaría de Hacienda y

Crédito Público (en adelante, Lineamientos de Hacienda).

El Plan estima un monto global de 317.20 millones de dólares1: 306 millones de dólares

asociados al Programa de Inversiones, de los cuales, 254.7 millones corresponden a

Inversiones (83.24%) 51.3 millones a gasto operativo (16.76%); y ll.20 millones de dólares

correspondientes a otros egresos2.

Figura 73. Distribución de gastos totales del proyecto Programa de Inversiones y Otros

egresos.

Otros egresos 3.53%

377.20 millones de dólares

Programa de Inversiones 96.47%

1 Pemex originalmente presentó un total de 326.8 mmUSD para el periodo 2019-2043: 261.68 de inversiones,52.54 de gasto operativo y 12.55 por otros ingresos. Sin embargo, el análisis se realiza a 2039 (año en que finaliza

la vigencia de la Asignación), considerando en el 2039, el monto total de abandono propuesto. 2 Monto que Pemex especifica se refiere a erogaciones por concepto de mantenimiento y adecuaciones de infraestructura por la cual se transporta y procesa la producción del campo Cahua (Batería de Separación

Rabasa).


Las siguientes figuras muestran el monto del Programa de Inversiones, desglosado por

Actividad Petrolera; y a su vez, cada una de ellas por Sub-actividad.

Figura 74. Distribución de Programa de Inversiones por Actividad Petrolera.

Abandono

8.91%

Producción

33.48%

306 millones de dólares

Desarrollo

57.61%

Figura 75. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Desarrollo.

Perforación de Pozos

39.88%

General

13.54%

Construcción de

Instalaciones

46.58%


Figura 76. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Producción.

Operación de

Instalaciones

16.92%

Intervención

de pozos

37.55%

General

36.21%

Duetos

9.32%


GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX N-,...,, ,., -lomo••"'

tttdroc.-,b.i•Ll'I

Figura 77. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Abandono.

Actividad

Petrolera

Desarrollo

Producción

Abandono

Desmantelamiento de

Instalaciones

100%


Tabla 8. Desglose anual de Programa de Inversiones por Actividad Petrolera y de Otros egresos.

Sub-actividad 2019 2020 Petrolera

General --Construcción de

Instalaciones 82.12

Perforación de Pozos 48.96 21.34General 2.47 0.71 Duetos 0.39

Intervención de pozos Operación deInstalaciones 0.91

Desmantelamiento de Instalaciones

2021 2022 2023 2024 2025

l'!Dlllllmlll . . -■■-

0.34 0.34 0.34 0.34 0.340.39 0.39 0.58 0.39 0.39 2.06 1.03 3.09

0.91 0.91 0.92 0.91 0.91

2026 2027

■-■11mm

1.00 4 68 0.39 0.39 13.54

0.91 0.91

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

Total Programa de Inversiones 133.82 27.37 7.90 5.79 3.83 3.40 6.34 17.21 6.94

2028

----

4.53 0.583.09

0.92

9.96Otros egresos -- BDIIDDIEBIIIIDIIDDlll■mllllEBIIIIEDI

Total gastos Plan de Desarrollo 134.20 28.37 8.86 6.21 4.19 4.95 6.66 17.51 7.18 10.55

Actividad Petrolera Sub-actividad Petrolera 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 (m��ª�o) General

Desarrollo Construcción de Instalaciones

Perf ración de Pozos

BDll'!'!1illl'!'mmDIIE'mlllDDIBBDllll.mlllDlllllllmlll --■ ■ --■ ■

Producción

Abandono

General ---436 3.88 Duetos 1111! 039

Intervención de pozos -Operación de Instalaciones llll!ml0.91 Desmantelamiento de Instalaciones ■

039

0.91

2.89 039

3.09 0.02

. . .

2.24 039

0.91

1.82 058 3.09 0 .92

152 131 116 1.03 0.93 ·.mm o.as

039 039 039 039 157 0.39 6.39 3.09

0.91 0.91 0.91 0.91 0.92

. . . 29.56 Total Programa de Inversiones

Otros egresos

Total gastos Plan de Desarrollo

0.48 0.46 0.46 0.46 0.46 0.4 .46 0.46 0.46 0.46 IIIE!mll ________ lmllllml 30.02

Las sumas pueden no coincidir por redondeo.

82.12 70.30 37.10

9.55 38.47

306.00

317.20

Otros egresos· Erogaciones por concepto de mantenimiento y adecuaciones de infraestructura por la cual se transporta Y

Iprocesa la produccion del campo Cahua (Batería de Separación Rabasa).

r (millones de dólares) / �

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GOB MX/CNH RONDASMEXICO G08 MX PORTAL CNIH CNH GOB MX N'"º"-''"'" -

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Evaluación Económica

En este apartado, se presentan los indicadores económicos obtenidos del análisis de laComisión, a partir de los perfiles de inversiones, gasto operativo, producción de aceite ygas propuestos por el Asignatario.

La evaluación económica se efectuó considerando las siguientes premisas:

Tabla 9. Premisas consideradas al realizar la evaluación económica.

Premisas Valor Unidades

Producción de aceite 12.40 mmbProducción de gasª 154.82 mmmpcPrecio del aceite (Promedio) 57.56 USD/bPrecio del gasb 3.26 USD/mmBTUInversiones e 254.7 mmUSDGasto operativod 51.3 mmUSDOtros egresase 11.18 mmUSDTasa de descuento 10 %

Tipo de cambio 20.5 MXN/USDLos perfiles de producción, inversiones, gasto operativo y otros egresos consideran montos a 2039 (a la vigencia de la Asignación) considerando en el 2039, el monto total de abandono propuesto. a. Gas producido menos gas no aprovechado y gas de autoconsumo. b. Índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la

Región VI (donde se ubica el Campo Cahua) en abril de 2019 en dólares por millón de BTU. c. Incluye un monto por 27.27 millones de dólares correspondiente al monto total de Abandono. d Considera un monto por 19.16 millones de dólares asociados al concepto "Reserva laboral" el cual, fue

considerado como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica e. Monto que Pemex señala como erogaciones por concepto de mantenimiento y adecuaciones de

infraestructura por la cual se transporta y procesa la producción del campo Cahua (Batería de Separación Rabasa). En tal virtud, este se considero como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluaclon económica.

Los resultados del ejercicio de evaluación económica que se obtienen considerando lasvariables descritas, se muestran a continuación:

Tabla 10. Indicadores de Evaluación Económica.

Antes de Impuestos Después de Impuestos• Unidad

VPN 446.17 25.33 mm USDVPI 187.66 187.66 mm USDVPN/VPI 2.38 0.13 AdimensionalTIR 91 14 %

. .

economica. 'El As1gnatar10 tamb1en presenta 1nd1cadores econom1cos pos1t1vos en el ejerc1c10 de evaluac1on

j A partir del análisis descrito, se concluye que el proyecto propuesto resulta rentable yeconómicamente viable, antes de impuestos, así como considerando lo establecido en\la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos en cuanto al régimen fiscal aplicable.;/' �

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28 \- (""'"""'

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX ""'"""",.. 1-tótx.,._.,.

g) Programa de Aprovechamiento de Gas Natural

PEP plantea como uno de los objetivos del Plan presentado, maximizar el

aprovechamiento de gas del Campo y comprimirlo para su envío a plantas procesadoras,

así como cumplir con la Meta de 98% de Aprovechamiento de Gas (MAGt).

La MAGt, iniciará y mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del

98% anual a partir del año 2019, así mismo, referente a las acciones para el cumplimiento

de la MAGt no se programan inversiones y actividad física en materia de adecuación o

modificaciones de instalaciones para el aprovechamiento y destrucción controlada, ya

que con la infraestructura existente se cuenta con la capacidad del manejo de la

totalidad del gas producido, la cual dispone de un programa de mantenimiento

preventivo y predictivo para mantener la confiabilidad y continuidad operativa de los

equipos y sistemas de compresión en la Batería de Separación Rabasa.

Referente a los proyectos requeridos para el manejo, aprovechamiento y conservación

del gas natural asociado en años posteriores al 2019, no se requiere la implantación de

infraestructura adicional durante el ciclo de vida de la asignación, en la Figural8, se

muestra la capacidad instalada actual del orden de 75 MMpcd con equipo de

compresión y se observa que durante el periodo 2019-2042 la producción es manejable.

En atención al artículo 39, fracción VII de la LORCME, la MAGt iniciará y se mantendrá de

manera sostenida en un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2019

hasta el año 2042, es decir, toda la vida productiva del Campo hasta llegar al cierre de los

pozos por el límite económico.

Dicho porcentaje, tal como manifiesta PEP se analizará con los indicadores de

desempeño referidos dentro del Plan.

El destino final del gas es la Terminal de Compresión Atasta, donde será comprimido y

posteriormente enviado a los centros de proceso de gas de Ciudad Pemex y Nuevo

Pemex.

Figura 78. Capacidad instalada para el manejo del gas en BS Rabosa.

I -( ..... Ion

GOB MXJCNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX ..,_.,..,"' tlldrtcMbutt,.

77 7

100

111 90 'ti

o 80·;-

70 "'

60

�o "'u so a. a. "'� 40

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• • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • • •

- Qg Octh (MMpcd)

Qg Cahua (MMpcd)

Qg Rabasa-Bnllante (MMpcd)

Capacidad de Compres,on BS Rabasa (MMpcd)

' di! aprovechamiento de gas

Fuente: PEP

100%

90%

80% "'

70%

60%

50% ·e

40% "'

30%

20% a.

10% '#,

0%

Con base en lo establecido en las Disposiciones para el aprovechamiento de gas artículo 14, el cálculo de la MAG se estimó con la siguiente formula:

Dónde:

MAG : A + B + C + T x 100 Gp + GA

MAG = Meta de Aprovechamiento Anual t = Año de cálculo A = Autoconsumo (volumen/año) B = Uso de Bombeo Neumático (volumen/año) C = Conservación (volumen/año) T = Transferencia (volumen/año) Gp = Gas Natural Asociado producido (volumen/año) GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en Area de Asignación (volumen/año)

Con base en la fórmula para el cálculo de la MAG, se muestra el ejemplo del Campo para el año 2019:

MAG =I o.023+0+0+0.61911 xl00= 98.00% �/ 2019 (0.328+0.327)

� En Tabla 11 se muestra la máxima relación gas-aceite de 719 m3/m3 a la cual los pozos pueden operar.

Tabla 77. Máxima Relación Gas Aceite a la que podrán producir los pozos del Campo.

Asignación Máxima RGA

AE-0009-3M-Tucoo-Xaxamani-Ol 719

-(omnion GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX Nu,n.i.,

tildroc.ubun.Jlt

30

w�

Campo Cahua

Fuente: PEP.

Resulta procedente autorizar que PEP utilice para autoconsumo como suministro

neumático para la operación del sistema de control, con fundamento en el artículo 5

fracción I de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.

En consecuencia, dicho programa de aprovechamiento se propone aprobar toda vez que

fue estructurado conforme al contenido establecido en los artículos 4, fracciones 11 y IV,

11, 13, 14, fracción 11, 19 y 22 de las Disposiciones de aprovechamiento de gas, 7, fracción VII

y artículo 8 fracción 11, inciso g) de los Lineamientos.

v. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la extracción ymétricas de evaluación del Plan

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 31 fracciones VI y VIII de la Ley de

Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la LORCME, la Comisión

realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Operador, 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 actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan,

como se observa en la Tabla 12.

Tabla 72. Indicador de desempeño de las actividades a

ejercer dentro de la Asignación.

Actividad

Perforación de pozos de

desarrollo

Terminación de pozos de

desarrollo

Reparaciones mayores

Reparaciones menores

Estructuras Marinas

Duetos

Taponamientos

Abandono

Cantidad

3

3

2

23

3


-(om"""' GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX �"''°"""'

tlidtocMhllro1

31

ild

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de

erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como

se observa en la Tabla 13.

. . . . . . - . - . -.. .... . .... - . -.

i.

ii.

iii.

iv.

v.

vi.

vii.

viii.

Sub-actividad

Desarrollo General

Construcción de

instalaciones

Perforación de pozos

Producción General

Duetos

Intervención de pozos

Operación de instalaciones

Abandono Desmantelamiento de

Instalaciones

Total Inversión Total Gastos de Operación

Programa de erogaciones

(MMUSD)

23.87

82.12

70.30

37.10

9.55

38.47

17.34

27.27

254.7

51.3

Fuente: Comisión.

Erogaciones ejercidas (MMUSD)

Indicador Programa

de Erogacione s/ ejercidas

iii) Las actividades Planeadas por el Operador están encaminadas a la producción de

hidrocarburos en la Asignación, misma que está condicionada al éxito de dichas

actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de condensado

y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades.

El Operador deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar

seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución del Plan, en los términos que

establecen el artículo 43 de los Lineamientos, así como el artículo 24 de las Disposiciones.

Cabe hacer mención que en términos del artículo 40 de los Lineamientos, la Comisión

podrá evaluar y decidir si con base en la información derivada del seguimiento al Plan de

Desarrollo para la Extracción se requerirá la modificación a dicho Plan.

vi. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente del Plan

de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0009-3M-Tucoo

Xaxamani-01, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las

autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que

tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el Plan.

-c-

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX N"'....i.,.. Hldmc-

Fue solicitada a la Agencia su opinión respecto del Sistema de Administración de Riesgos

asociado al Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente de la Asignación en

comento mediante Oficio 250.173/2019 del 8 de mayo de 2019.

Sin embargo, en relación con el Sistema de Administración de Riesgos y mediante Oficio

No. ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 del 13 de junio de 2017, y oficio

ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, así como demás

documentos oficiales que se hayan emitido con relación a las Asignaciones de Extracción,

Asignaciones de Exploración y Extracción y al Contrato, amparadas en la autorización

número ASEA-PEM16001C/AI0417 en donde la Agencia autorizó el Sistema de

Administración de PEP, el cual se basa en que las actividades que el Operador tiene

aprobadas por la Comisión en los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

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 daría 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.

vii. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Con relación al programa de cumplimiento del porcentaje de Contenido Nacional, esta Comisión resalta las consideraciones siguientes:

El Anexo 11, numeral 2, apartado VIII de los Lineamientos, refiere que el programa de cumplimiento del Contenido Nacional deberá estar contemplado en el Plan de Desarrollo para la Extracción;

El inciso c) del Anexo 4 de la Asignación establece la obligación que deberá cumplir PEP en materia de Contenido Nacional durante el periodo de Extracción:

"( ... )

c) Durante el periodo en que se realicen actividades de Extracción:

En el supuesto del caso que prevé el Término y Condición Quinto, inciso C) y que

derivado de este, el presente Título de Asignación tenga que ser modificado para incluir actividades de Extracción, se anexará al Anexo 4 el correspondiente porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa d cumplimiento respectivo. j;!/

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX -�"' titdnlc.athurus

( ... )" [Énfasis añadido]

Por lo tanto, es atribución de la Secretaría de Energía (en adelante, SENER) establecer en las Asignaciones un porcentaje mínimo de Contenido Nacional según lo dispuesto en el artículo 46, tercer párrafo de la Ley de Hidrocarburos, siendo que el pronunciamiento respecto de la verificación del Contenido Nacional y su programa de cumplimiento es competencia de la Secretaría de Economía, en términos del artículo 46, quinto párrafo de la Ley de Hidrocarburos.

Con base en lo anterior es necesario proponer a SENER la inclusión del porcentaje mínimo de Contenido Nacional y su programa de cumplimiento respectivo, respecto de las actividades de Extracción a que hace referencia el inciso c) del Anexo 4 de la Asignación.

Por tanto, la presente aprobación surte efectos de opinión respecto de la modificación que en su caso deba realizar la SENER, ello en términos de lo establecido en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16 de su Reglamento. Asimismo, se hace del conocimiento de PEP que, en caso de que la SENER modifique la Asignación a fin de incluir el porcentaje mínimo de Contenido Nacional para las actividades de Extracción, el programa de cumplimiento de este deberá ser presentado ante esta Comisión y formará parte integrante del Plan de Desarrollo para la Extracción.

viii. Recomendaciones

Con base en la información remitida por el Operador en relación con el Plan de la Asignación y derivado del análisis que se efectuó en esta Comisión, se emiten las siguientes recomendaciones:

l. Administrar ritmos y gastos de producción para optimizar la producción dehidrocarburos y mitigar el flujo fracciona! de agua.

2. Generar un modelo numérico del campo, que le permita al Asignatario evaluarestrategias adicionales de extracción, para incrementar la recuperación dehidrocarburos.

3. Analizar la factibilidad de realizar un estudio técnico-económico a profundidadpara implantar algún sistema de producción artificial, como Bombeo neumático

�continuo o autoabastecido, así como algún tipo de SAP de gas para cuando estén produciendo los yacimientos de gas y condensado.

4. Llevar un seguimiento del avance del contacto de fluidos en función del ritmo tde vaciamiento, lo anterior considerando la historia de producción de losanálogos. 777

S. Con el objetivo de que los pozos puedan alcanzar la mayor recuperación de rhidrocarburos, se recomienda que éstos estén ubicados en las zonas de mejo: \ calidad de roca de los yacimientos, para tener un drene eficiente de los mis

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-lomo""" GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX � ........ dr

l lldruc.,llburo1

6. Se recomienda al Asignatario la toma de información de mediciones de presión

distribuida con doble snorkel en los horizontes con contacto de agua inferido,

con el objetivo de muestrear la movilidad de la zonas con diferentes fluidos para

así, delinear una estrategia de mitigación de producción de fluidos no deseados.

ix. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan presentado por PEP de conformidad con los artículos 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos; 39 de la LORCME; 6, 7, 8 fracción 11, 11,19, 20, 25 y demás aplicables de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.

Lo anterior permite a esta Comisión determinar que PEP presentó los elementos para acreditar el cumplimiento de las capacidades técnicas, financieras y de ejecución, conforme a lo establecido en el Término y Condición Quinto, inciso C) del Título de Asignación.

l. Fue elaborado de conformidad con los principios y criterios establecidos en losartículos 7, 8, fracción 11, y 11 de los Lineamientos y en atención a las Mejores Prácticas dela Industria.

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

Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/14/2019 de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión, cuyo contenido fue evaluado en atención a la información presentada por el Operador y en atención a los principios de economía, eficacia y buena fe que rigen la actuación administrativa, previstos en el artículo 13 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

En atención al artículo 39 de la LORCME se cumple con las bases previstas en el mismo en razón de que:

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

La toma de información propuesta en los pozos a perforar consiste en la toma de

registros básicos y especiales, toma de núcleos, toma de muestras PVT de fondo y

de superficie, pruebas de presión; servirán de insumos para actualizar el modelo

geológico integral y construir un modelo dinámico del campo. Lo anterior permitirá

desarrollar un conocimiento general sobre los yacimientos del campo, lo cual

tendrá como resultado acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial

petrolero en la Asignación y del país.

b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de

petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones

económicamente viables

Las actividades de desarrollo propuestas por el Operador permitirán recuperar un

volumen de 12.48 MMb de aceite y 159.89 MMMpc lo cual representa un factor de

- (......,.

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX N"'"'""'"' 11.--

35

11+

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recuperación de 18.93% de aceite y 56.37% de gas, ambos factores con respecto al volumen original estimado por PEP.

c) La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad

energética de la Nación

Derivado de las actividades propuestas de desarrollo para los yacimientos delPlioceno Inferior, el Operador pronóstica recuperar un volumen de 12.48 MMb deaceite y 159.89 MMMpc de Gas, lo cual representa un volumen estimado de 41.25MMbpce, por lo que el presente Plan le permite sustentar reservas por las cifrasmencionadas.

d) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de

hidrocarburos en beneficio del país

El Operador propone perforar 3 pozos, así como realizar 2 reparaciones mayores y23 reparaciones menores, asimismo realizará, la toma de registros básicos yespeciales con cable, registro LWD en tiempo real, registros especiales, registros deHidrocarburos, perfiles sísmicos verticales (VSP) y/o Check Shots, núcleos, muestrasde canal, se tomarán muestras PVT de fondo y superficie, curvas de decremento,curvas de incremento, se realizarán registros estáticos por estaciones, se instalaránsensores de fondo permanentes y se realizarán aforos.

e) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de

recuperación, en condiciones económicamente viables

f)

Una vez analizada la información remitida por el Operador, la Comisión concluyeque las tecnologías a utilizar en el ámbito de ingeniería de yacimientos, perforacióny producción son las tecnologías más adecuadas para realizar las actividades deExtracción de Hidrocarburos en la Asignación, las cuales, contribuirán a llegar a unfactor de recuperación. Derivado de la evaluación económica realizada al Plan sedetermina que tiene indicadores económicos positivos, lo cual deriva que elproyecto se ejecute en condiciones económicamente viables.

El programa de aprovechamiento del Gas Natural

PEP presentó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, el cual sepropone aprobar, ya que cumple con el contenido establecido en el artículo 4,fracciones 11 y IV, 17, 73, 74, fracción 11, 19 y 22 de las Disposiciones para el

�aprovechamiento de gas, 7, fracción VII y artículo 8 fracción 11, inciso g) de los Lineamientos.

Dicho Programa considera una MAG de 98% a partir del inicio de la producción enf2079 y se mantiene durante toda la vigencia del Plan. Asimismo, PEP presentó la

máxima RGA esperada en los pozos de desarrollo (779 m3/m3) considerados en elPlan, la cual se propone aprobar en términos de los referido en el apartado IV incisog) del presente Dictamen Técnico.

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-Comnion GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX ""''°"" dr

ltidroc,.tburo,

7--,7

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por

PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación

AE-0009-3M-Tucco-Xaxamani-07 Campo Cahua en la solicitud de aprobación de su

Plan de Desarrollo, la cual consiste en manejar y medir la producción de los

hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas

de Medición propuestos para petróleo y condensado en el CCC Palomas y para gas

en el CPG La Venta, los cuales fueron presentados como parte de los Mecanismos

de Medición en el Plan, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y

entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, los cuales

fueron revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los

Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los LTMMH, cumpliendo

así con la normatividad vigente para la medición dinámica y estática de los

hidrocarburos a producirse.

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 las

actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de

Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

Respecto a las actividades propuestas por PEP en el Plan, se concluye lo siguiente:

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por

PEP para el Plan, con base en el artículo 43 de los LTMMH, del cual se

concluye:

i.

ii.

iii.

Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que

cumple con los requisitos establecidos en los LTMMH, en particular el

contenido referido en los artículos 9, 19, 21, 22, 23, 25, fracciones 1, 11, 111, IV,

VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.

Se analizó la información proporcionada por PEP respecto a la Gestión y

Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos

para el contenido integral del artículo 44 de los LTMMH, el cual deberá

ser implementado en los términos referidos en el artículo 42 de los

LTMMH.

Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte

que los mismos son congruentes con el Plan propuesto por PEP.

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la

opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la

ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.163/2079 de

fecha 06 de mayo de 2079, respectivamente a lo cual mediante Oficio

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOBMX PORTALCNIH.CNH GOB MX

37

y

352-A-068 con fecha del 13 de mayo de 2019, se respondió que no se tieneinconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de Mediciónpresentada por el Operador y correspondiente a la Asignación AE-0009-3M-Tucco-Xaxamani-Ol Campo Cahua, " ... siempre que los mecanismosde medición asociados a la propuesta; permitan la medición ydeterminación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que seaposible determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburoque reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnicoque emita la Comisión relacionado con esta propuesta.", manifestandoque esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

l) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, seasegure la aplicación de las mejores prácticas y estándaresinternacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual ofPetroleum Measurement Standards) del Instituto Americano delPetróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos demedición previstos en el artículo 8 de los LTMMH.

3) De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que loshidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con lascondiciones de mercado o comerciales, en virtud de las característicasde los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento loindicado en este artículo.

4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, Vy VII, del artículo 41 delos Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionalese internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividadnacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en elAnexo 11 de dichos Lineamientos.

5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se consideranecesario prever la incorporación de una metodología de bancos de

�calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las A áreas de las que provengan.

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de / Medición propuestos por PEP, cumplen con las disposiciones previstas

en los LTMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los LTMMH, 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 deMedición y lo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente: Y


38

w� _/

a. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye

que es viable y adecuada en su implementación para la Asignación.

b. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de

Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los

Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición

Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en las

Figuras l y 2 del presente dictamen.

c. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores

de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y

38 de los LTMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar,

así como dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de

medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los LTMMH.

d. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los

Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de los

Diagnósticos presentados por parte de PEP, en términos del artículo 42,

fracción XI de los LTMMH.

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área

de Asignación Campo Cahua en los Puntos de Medición y conforme a los

Mecanismos, PEP deberá realizarla en los términos manifestados y

evaluados en el Dictamen y el Plan presentado, por lo que ya no se

deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerar el

Punto de Medición del Anexo 111 de los LTMMH.

c) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a la información de

producción y balance y lo estipulado en el capítulo V de los LTMMH, se

establece lo siguiente:

i. El procedimiento para la elaboración del balance entregado por el

Operador es robusto y aplicable a la Asignación Cahua, así mismo,

cuando exista una modificación en cualquiera de los procedimientos

presentados, el Operador deberá avisar a esta Comisión y presentar los

procedimientos objeto de modificación.

ii. El cálculo del condensado equivalente se deberá de realizar con el

análisis cromatográfico obtenido en el separador de prueba de la

Plataforma PP-Cahua-A, derivado que será el punto donde la corriente

de la Asignación se encuentra individualizada y deberá reflejarse en su

caso, en el volumen de aceite contabilizado en el Punto de Medición,

derivado de que el posible condensado que se genera se contempla

inyectar a la corriente de crudo. Así mismo, y de conformidad con 1

LTMM, en el caso de que el Gas cuantificado en el Punto de Medición


� 39

t

contengan componentes CS+ deberá calcularse el condensado

equivalente de esa mezcla.

iii. Se deberá de avisar a esta Comisión con una anticipación de 10 días

hábiles el cambio de la producción de aceite negro a gas y condensado

de la Asignación, derivado que el escenario seleccionado para la

explotación de la Asignación Cahua contempla las terminaciones dobles

para poder producir por los mismos pozos dos tipos de yacimiento.

iv. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y

Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la CNH,

en el Anexo I de los Lineamientos, los cuales deberán entregarse

firmados y validados por el Responsable Oficial.

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la

Comisión, aprobar el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Campo

Cahua el cual se encuentra dentro de la Asignación de Exploración y Extracción de

Hidrocarburos AE-0009-3M-Tucoo-Xaxamani-Ol, mismo que estará vigente a partir de su

aprobación y hasta que concluya la vigencia de la Asignación, en virtud de que resulta

adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la

Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos.

Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan permite evaluar de manera positiva

los elementos considerados en el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y se

alinea con las bases establecidas en el artículo 39 de la LORCME.

Sin menoscabo de lo anterior y previo a la ejecución de las actividades del Plan, el

Asignatario deberá contar con las autorizaciones, aprobaciones, permisos y demás actos

administrativos o requisitos para realizar las Actividades Petroleras conforme a la

Normatividad Aplicable y al contenido del Título de Asignación para la Extracción de

Hidrocarburos emitido por la SENER.

g. Agustín Nieto Ariasubdirector de Área de

Dictámenes de Extracción

Elaboró

lng. Yusam de Jesús Anguiano Alvarado Subdirectora de Área de Comercialización

de Producción

- (""""""

GOB MX/CNH RONOASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX _...,.,"" lhdruc.-bu,.,.

40

�

Elaboró

Revisó

lng. Alan lsLy Velásquez Director General Adjunto de Dictámenes de

Extracción

Revisó

5 Mtra na Bertha González Moreno

Directora General de Medición

Elaboró

Mtra. Bertha Leonor Frías García Directora General Adjunta de Estadística y

Evaluación Económica

Director General Adjunto de Comercialización de Producción

Mtra. María A amelia Burgueño Mercado Directora General de Estadística y Evaluación

Económica

s Trejo Martínez e Dictámenes de Extracción

En suplencia por ausencia del Titular de I nidod Técnico de Extracción con fundamento en el artículo

49 primer párrafo del Reglome o Interno de lo Comisión Nocional 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 19, 29, 31, 3181S, 35 y 49 del

Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del

Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, del Plan de

Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0009-3M-Tucoo

Xaxamani-0l.

GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB MX PORTAL CNIH CNH GOB MX "-"""' *-lomnion

Uldroc..tiuml

41

a....regulatorio adscrita a la subdirección de administración del portafolio exploración y...

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