asignaciÓn a-0001-2m-campo abkatÚn dictamen tÉcnico de la modificaciÓn al plan … ·...
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ASIGNACIÓN A-0001-2M- CAMPO ABKATÚN
DICTAMEN TÉCNICO DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN
DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE
HIDROCARBUROS
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
Comisión Nacional
de Hidrocarburos
Contenid
CONTENIDO ............................................................................................................................................................................. 2
l. DATOS CENERALES DEL ASICNATARIO ..................................................................................... 3
11. RELACIÓN CRONOLÓCICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA
INFORMACIÓN ........................................................................................................................................................... 6
111. CRITERIOS DE EVALUACION UTILIZADOS ................................................................................. 7
IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ................................................. 8
AJ CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN ............................ 8
B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ............ 9
C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS .......................•.............................................................•.. 11
D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FÍSICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DELPLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN : ......................................................................................................... 12
E) POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR ............................................................................................................ 15
G) COMPARATIVO DEL CAMPO ABKATÚN A NIVEL INTERNACIONAL.. ........................................................................ 21
H) EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................................................................................. 23
I} MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ........................................................... 27
J) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................................................................................ 38
K) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL .............................................................................................. 39
V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y
MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ........................................ 42
VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESCOS ......................................................................... 47
VII. PROCRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL ......................................... 48
VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................................... 49
A) ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS ............................. 49
BJ 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 ............................... .49
C) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROSEN BENEFICIO DEL PAÍS .................................................................................................................................................. 49
D)
E)
F)
l.
LA UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MÁS ADECUADA PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS ................................................................................................................ 50
EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL .................................................................................. 50
MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ........................................................... 50
OPINIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL ANEXO 2 DEL TÍTULO DE ASICNACIÓN .............. 53 "7-77
11. RECOMENDACIONES--·-·-··-··-·-----•------•·······-.. --.---------•-·-·•-"••---·-••y/
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2
l. Datos enerales del As�natario
El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, Asignatario o PEP). por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Aseguramiento Tecnológico, 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 2017. Los datos se muestran en la Tabla l.
1 Nombre
Estado y municipio
[ Área de Asignación
Fecha de emisión del título de Asignación modificado
Vigencia
Tipo de Asignación
1 Profundidad para extracción !
Restricciones
Descripción
A•00Ol-2M - Campo Abkatún
Aguas Territoriales del Golfo de México
286.156 Km2
21 de mayo de 2019
20 años a partir del 13 de agosto de 2014
1 Extracción de Hidrocarburos 3,100 (Btp-ks-km-ki-CENTRO y Btp-ks-km-ki-H), 3,350 (Jurásico Superior Kimmeridgiano)
---
JSK en Polígono A' (Asignación A-0174-M-Campo Kanaab)
�ha y Cretácico (Btp-ks-km-ki-CENTRO y Btp-ks-km-ki-H) así como Jurásico Superior 1 Yacimientos y/o Campos
__ ___.. Kimmeridgiano (JSK) ____ _ Al Suroeste con las Asignaciones A-0278-MCampo Poi y A-0042-M- Campo Satab. Al Sureste con la A-0053-M- Campo Caan. Al Colindancias
Noroeste con la A-0324-M- Campo Taratunich. Tabla 1. Datos generales de la Asignación.
(Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con datos de la Asignación y con información proporcionada por PEP).
La Asignación en comento se localiza 130 Km al Noreste (NE) del puerto de Dos Bocas, Tabasco y a 65 Km al Noroeste (NW) de Ciudad el Carmen, Campeche, con colindancia al Sur con la Asignaciones A-0151-M-Campo Homol y A-0184-M-Campo Kuil; al Este colinda
� con la Asignación A-0053-M-Campo Caan; al Oeste con las Asignaciones A-0245-M-Campo Onel, A-0042-M-Campo Batab, A-0278-M-Campo Poi y A-0089-M-Campo Chuc; al Noroeste con las Asignaciones A-0160-M-Campo lxtal y A-0324-M-Campo Taratunich (Figura 1), contando con 66 vértices contenidos en el polígono de la Asignación (Tabla 2).
7"77
En el área comprendida por el polígono A', se restringen las actividades de extracción en la edad Jurásico Superior Kimmeridgiano [Tabla 3), esto de conformidad con el Anexo 1 de�_/Título deAsignación.
r/f .
---
_I '"º""'"
'- 1c,,,11.I h 11,., l(J l�J "
3
Vértice
l 2 3
4
5 6
7
8
9
10
11 12
13
14
15 16
17
18 19
20
21 22
23
..,..,...,.
Figura 1. Ubicación de fo Asignación.
(Fuente: Comisión Nocional de Hidrocarburos).
- ----
Longitud Oeste
92° 14' 00"
92° 14' 00"
92° 13' 00"
92º 13' 00"
92° 12'30"
92° 12' 30"
92° 11' 30"
92º 11' 30"
92º ll' 00"
92º 11' 00"
92° 09' 30" 92° 09'30"
92° 07' 30"
92° 07' 30"
92° 08'00"
92° 08'00" 92° 07' 30"
92° 07' 30"
92° 07' 00"
92° 07' 00" 92° 06' 30"
92º 06'30"
92° 07' 00"
Longitud Norte 1 19° 23' 00" 19° 22' 30" 19° 22' 30"
19° 22' 00"
19° 22' 00"
19° 21' 30"
19° 21' 30"
19° 20' 30"
19° 20' 30"
19° 21' 00"
19° 21' 00"
19° 20' 30"
19° 20' 30"
19° 20'00"
19° 20' 00"
19° 19' 30"
19° 19' 30"
19° 17' 30"
19° 17' 30"
19° 16' 30"
19° 16' 30"
19° 14' 30"
19° 14' 30"
Vértice Longitud Oeste 34 92° 09'30" 35 92° 10' 00"
36 92° 10'00" 37 92° 10' 30" 38 92° 10' 30"
39 92° 11' 00" 40 92° 11' 00"
41 92° 12' 00"
42 92° 12'00"
43 92° 11' 30"
44 92° 11' 30"
45 92º 12' 30"
46 92° 12' 30"
47 92º 13' 00"
48 92° 13' 00"
49 92° 14' 00"
50 92° 14'00"
51 92° 15' 00" 52 92º 15' 00"
53 92° 14'30"
54 92° 14' 30"
55 92° 14' 00"
56 92° 14' 00"
Longitud Norte 19° 08' 30"
19° 08' 30"
19° 07' 30"
19° 07' 30"
19° 07' 00"
19° 07' 00"
19° 07' 30"
19° 07' 30"
19° 08'00"
19° 08'00" 19° 09'00"
19° 09' 00"
. 19° 08' 30"
19° 08' 30"
19° 08'00"
19° 08' 00"
19° 08' 30"
19° 08' 30" 19° 10' 30"
19° 10' 30"
19º 12'30"
19° 12'30"
19° 14' 00" ---
--
--- --
-
-
IB''"""" '-J11on.1I {lp
1 H d <"l,,r+,urq�
777
24 92° 07' 00" 19º 13' 30" 57 92° 13' 30" 19° 14' 00"
25 92° 07' 30" 19° 13' 30" 58 92° 13' 30" 19° 19' 30"
26 92° 07' 30" 19° 12' 30" 59 92° 14' 00" 19° 19'00"
27 92° 08'00" 19° 12' 30" 60 92° 14' 00" 19° 19' 30"
28 92° 08'00" 19° 11' 30" 61 92° 15' 30" 19° 19' 30"
29 92° 08' 30" 19° 11' 30" 62 92° 15' 30" 19° 20' 30" 30 92° 08' 30" 19° 10' 30" 63 92° 16' 00" 19° 20' 30" 31 92° 09'00" 19° 10' 30" 64 92° 16' 00" 19° 22' 30" 32 92° 09'00" 19º 09' 30" 65 92° 15' 30" 19° 22' 30" 33 92° 09' 30" 19° 09' 30" 66 92° 15' 30" 19° 23' 30"
Tablo 2. Coordenadas geográficos de los vértices de lo Asignación A-000J-2M-Compo Abkatún (Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información del Título de Asignación).
-- - -- -
Vértice longitud Oeste longitud Norte l 92° 13'30" 19° 22' 00"
2 92° 13'30" 19º 21' 30" 3 92° 12' 30" 19° 21' 30"
4 92° 12' 30" 19° 20' 30"
5 92° 15' 00" 19° 20' 30"
6 92° 15' 00" 19° 22' 00"
Tabla 3. Vértices de la Asignación - Polígono A'.
I(Fuente, Com;s;ón Nodonol de H;drocarburos con ;nformodón del T;tuto de As;gnadón). 11 . �
------- ---
--- ------
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11. Relación cronológica del proceso de revisiónevaluación de la información --------------�-----�-----
El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción (en adelante Plan) propuesto por PEP, involucró la participación de cinco direcciones administrativas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión): la Dirección General de Dictámenes de Extracción (en adelante, DGDE), Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción, Dirección General de Reservas y la Dirección General de Prospectiva y Evaluación Económica. Además, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), quien es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos, así como la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional.
La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/29/2018 Dictamen Técnico de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0001-2MCampo Abkatún de la DGDE de esta Comisión.
Pl!P•DC·SAPEP-GCR-2732-2018 Solicitud de modiftcac,ón del
Plan de Desarrollo para la Extracción W.2/2018
2IO.OIIIZOl8 Declaratoria de sullclenaa de
lnfarmacl6n �
+
Pr-t■d6n.,.Óf9Mocle Gobiefflo
b/07/19
PEP•DC·SAPEP-c.cR-479-2019 Atención a la prevención
26/0VZ019
Pl!P•DC-SAPEP-GCR-1033°2019 Alcance como Atención a la
comparece neta 10/0lo/20\9
Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución. (Fuente: Comisión).
"?77 •EJ Título de Asignación fue modificado de A-0001-M- Campo Abkatún a A-000l-2M• CampoAbkatún por la Secretaria de Energía el dia 21 de mayo de 20l9, dicho cambio se notificó al
/
Asignatario a través del oficio 521.DGEEH.253/19 de fecha 21 de mayo de 2019 sin que ello afectara elj j
procedimiento de modificación del Plan de Desarrollo.Jf ,
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6
Criterios de evaluación utilizados �:.:.:.:.:::..::..::,;,_;;;_.;;;,_ ______ �---------
Se verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos.
La Comisión consideró las bases a evaluar contenidas en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y !os principios y criterios previstos 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) publicados en el DOF el 13 de noviembre de 2015, mismos que han sido modificados por acuerdos publicados en el DOF el 21 de abril de 2016 y el 22 de diciembre de 2017, para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción.
Cabe señalar que el 12 de abril de 2019, fueron publicados en el DOF los LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos. No obstante, el tercero transitorio de dicho ordenamiento indica que los trámites de aprobación y modificación de Planes iniciados ante la Comisión con anterioridad a su entrada en vigor se substanciarán conforme a los lineamientos vigentes al inicio del trámite respectivo.
En consecuencia, la evaluación por parte de esta Comisión se llevó a cabo de conformidad con el contenido de los Lineamientos, de lo cual se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo para la Extracción, cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, 40, fracción 11, incisos a} y h}, 41, y el Anexo II de los Lineamientos.
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 7, 8 fracción 11, 11, 20, 40, fracción 11, incisos a} y h}, así como 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en dicho Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
Las modificaciones propuestas al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos, conforme a lo siguiente:
a) Pres��tó �n comparativo entre el Plan aprobado y el proyecto de Plan con las/ /1� mod1f1cac1ones propuestas;
� ff;; �- - -
- , .... 7
b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de lamodificación propuesta, en términos técnicos, económicos y operativos;
c) Contiene el sustento documental de la modificación propuesta;d) Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la modificación propuesta;e) Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan, yf) Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del
Anexo 11 de los Lineamientos.
IV. Análisis Evaluación de los elementos del Plan ---------
a} Características Generales y propiedades de los yacimientos de la Asignación
Las principales características generales geológicas, petrofísicas y propiedades de los
fluidos de los yacimientos incluidos en la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún se
muestran en la Tabla 4.
Características Generales Área (km2l Año de Descubrimiento Fecha de Inicio de Explotación Profundidad Promedio (m) Elevación o Tirante de Agua {m)
Pozos
Bloque Centro 74.4 1979 1980 3610 35
Número y Tipo de Pozos Perforados 114 perforados
Productores 7 Inyectores operando 5
Cerrados totales 43 Taponados totales 65
de Bombeo Neumático (BN) 113)
Estado Actual de los Pozos
Tipo de Sistemas Artificiales Producción
Marco Geológico
Era, Periodo y Época
Cuenca
Play Régimen Tectónico Ambiente de Depósito
Litología Almacén
Propiedades Petrofisicas
Mineralogía
Saturaciones (especificar tipo de
Saturación como: Inicial, de agua, irreductible, gas, aceite) Porosidad y Tipo Permeabilidad (mD) (especificar tipo como: Absoluta, Vertical, Horizontal) Espesor Neto y Bruto Promedio (m) Relación Neto/Bruto
Mesozoico/ Cretácico Superior
1
Cuenca Pilar Akal
Cretácico Compresivo
Talud
Brechas, calizas, dolomías y ca I izas
dolomitizadas
Carbonato de calcio y magnesio
13% agua, 87% aceite
8.17 Efectiva
72 mD Tipo horizontal
240.01/449 0.53
Bloque H 23 8 1979 1980 3370 44
am perforados
Productores 2 Inyectores operando O
Cerrados totales 2 Taponados totales l
Bombeo Neumático 3
Mesozoico/ Cretácico Superior
Cuenca Pilar Akal
Cretácico Compresivo
Talud
Brechas, calizas, dolomías y calizas
dolomitizadas
Carbonato de calcio y magnesio
31.36% de agua, 68.64% de aceite
8.56 Efectiva
24 mD Tipo horizontal
57.02 /255 0.22
lSK
1970
7<21 perforadosal objetivo JSK
Mesozoico/ Cretácico Superior
Cuenca Pilar Akal
Jurásico Compresivo
Talud Dolomías,
calizas arcillosas y
lutitas
Dolomías, calizas
arcillosas, areniscas de
cuarzo y lutitas
20.5% de agua, 79.5% de aceite
5.0 Efectiva SmDTipo horizontal 46.5/215
.22
8
Propiedades de los Fluidos
Tipo de Hidrocarburos
Densidad API
Viscosidad (cp) @e.y./@ c. s.
Relación gas- Aceite inicial y actual
Bo Inicial y Actual
Calidad y Contenido de Azufre (% mol)
Presión de Saturación o Rocio(kg/cm2 )
Factor de volumen del gas (m3/m3)
Actual
Densidad relativa del gas (aire=l)
Actual
Factor de desviación Z (adim) Factor de Conversión del Gas (b/Mpc)
Poder Calorífico del Gas (BTU/pc)
Propiedades del Yacimiento
Temperatura (ºC)
Presión Inicial (kg/cm2 )
Presión Actual (kg/cm2)
Mecanismos de Empuje Principal y Secundario
Extracción
Métodos de Recuperación Secundaria
Métodos de Recuperación Mejorada
Gastos Actuales
Gastos Máximos y Fecha de
Observación
Corte de Agua • Datos corregidos a condiciones de separador.
Aceite Negro
31 ° c.s.
0.56/SD
111.9•/ 208
l.388· / l.447
0.7
181
0.006
0.52
0.20203
1496
140
386
185.1 Empuje hidráulico,
Expansión del sistema roca fluido
Inyección de agua
No aplica
11,000 bd
502.9 Mbd (Ene-1983)
1- 44 (%)
Aceite Negro
28 º c.s.
0.562 / 36.92
122.5* /244
l.421 • / l.3949
0 .103
219
0.008
0.725
0.858
0.20203
1159
137.6
359
160 Gas disuelto liberado, Expansión del sistema
Roca fluido
No aplica
No aplica
2,200 bd
28.5 M bd (Ago-1982 )
1 - 46 (%)
(l] Considera el pozo Kanaab-101 perforado con objetivo JSK y recuperado en BKS.
No aplica
No aplica
(2) Llegaron a JSK, pero no fueron productores en dicha formación, productores contabili:i:ados en Abkatún Centro.
(3) Po:i;o Abkatun-93B con inyección de N2.
Tablo 4. Propiedades de los yacimientos que integran la Asignación. (F=uente: PEP).
b) Motivo y Justificación de la modificación del Plan de Desarrollo para laExtracción
PEP presenta la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, con corte de actividad al año 2018 y la modificación propuesta inicia una vez aprobado el presente Dictamen.
PEP señala que en el Plan vigente se tenía pronosticado recuperar un volumen de � 70.81 millones de barriles de petróleo (en adelante, mmb) y 102.l mil millones de pies
cúbicos de gas (en adelante, mmmpc) en el periodo de 2019 a 2036, mientras que la producción real en el período 2015-2018 fue 15 mmb y 19.13 mmmpc.
Para continuar con el desarrollo del campo se proponen actividades de perforación y terminación de pozos, reparaciones mayores (en adelante, RMA) y menores (en adelante, RME), construcción de duetos e infraestructura, así como taponamientos y// / actividades de abandono.
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PJRnl!·-.. ,l:lilll''' '
9
Con base en el artículo 40, fracción 11 incisos a) y h) de los Lineamientos, el Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación del Campo Abkatún se modifica debido a que:
l. Existan modificaciones en el alcance del Plan, cuando el avance y estado en elque se encuentren los yacimientos presenta un cambio en su estrategia deextracciór:i:
De acuerdo con PEP, el comportamiento de producción de los pozos fue mejor que el comportamiento pronosticado en el Plan vigente, de tal manera que el Bloque Centro del campo Abkatún produce aún con la energía propia del yacimiento, bajo esta condición, el proceso de inyección de gas para el mantenimiento de presión y doble desplazamiento no es compatible con las condiciones actuales, por lo que el beneficio asociado presenta una alta incertidumbre, lo que derivó en una disminución de las reservas al 1 de enero de 2019.
Por otra parte, la propuesta de modificación al Plan incluye la implementación de bombeo neumático como sistema artificial de producción en el Bloque Centro, lo cual significa un incremento de 14.29 mmb de reservas.
En el Plan vigente, para el periodo 2015-2018, se tenía contemplado la perforación y terminación de 1 pozo de desarrollo, así como la construcción de un oleogasoducto y un ramal gasoducto para 2018, infraestructura (Octápodo) y 3 taponamientos. No se tenía contemplado ejecutar RMA ni RME. La inversión considerada en dicho periodo ascendía a 207.611 M Musd mientras que el gasto de operación contemplado fue 8.651
MMusd.
En el periodo 2015-2018, la actividad real fue la ejecución de 19 RME. El gasto de operación real fue 49.022 MMusd y la inversión real fue de 1,444.732 MMusd, lo que representa un incremento de aproximadamente 600% en términos de la inversión, respecto de lo originalmente propuesto en el Plan vigente.
2. Existe una variación en el monto de inversión:
En el Plan vigente se tenía contemplado realizar una inversión de 207.6l1 MMusd en el periodo 2015-2018, sin embargo, en ese mismo periodo se ejerció un monto real de inversión de 1,444.732 MMusd, principalmente en la atención de una contingencia ante un siniestro en 2015 en la plataforma Abkatún-A, la cual dañó la estructura y la continuidad operativa de otras Asignaciones. Dicha contingencia se atendió a través de la restitución de las operaciones con inversiones identificadas como "proyecto J",
� lo cual representa 868.7 MMusd, así como gastos de operación por 48.65 MMusd . En total, representa un incremento de la inversión en 1,237.12 MMusd, respecto de lo originalmente propuesto en el Plan vigente.
1 Inversiones y gastos de operación del Plan vigente referidos a pesos@2018 (TC 18.7 pesos/usd). � / Factor de inflación utilizado para la actualización es l.1547
2 Inversiones y gastos de operación de lo real ejecutado referidos a pesos@l2018 (TC 18.7 pesos/usd).
A
Los factores de inflación utilizados para la actualización son: 2015 = l.1167; 2016 = l.0826; 2017 = l.0479; J J
Q/ 2018 = l.
f1 ;\ 10
e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos
La siguiente información (Figura 3 ) muestra la evolución anual de las reservas de aceite y gas para las diferentes categorías (Probadas, Probables y Posibles) en el campo Abkatún.
250
(lJ "w
1/) .....
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lJ tJ.J 1/) o (lJ lJ e: ::, o "- 100 := u
2 o - (lJ
8 � 50 a. .....2 (l)
2 a. o
Reservas en Petróleo Crudo Equivalente
.'54?5 18.S7
2015 2016 2017 2018 2019 PROBADAS ■ PROBABLES ■ POSIBLES
Figura 3. Evolución de las reservas en Petróleo Crudo Equivalente de lo Asignación Abkotún en el periodo 2075-2079. (Fuente: Comisión).
El volumen de Hidrocarburos a recuperar planteado por PEP, dentro de la solicitud de modificación del Plan es de42.l MMb y49.1 MMMpc, lo cual representa 52 millones de petróleo crudo equivalente (en adelante, MMbpce) ambas cifras de Reservas, estimadas a! año 2038 (límite económico). Cabe aclarar que la vigencia del Título de Asignación es hasta el año 2034, año en el cual se habrán recuperado 40.2 MMb y 46.2 MMMpc.
Los volúmenes por recuperar propuestos en la solicitud de modificación del Plan se encuentran asociados a las categorías Probada y Probable, lo cual es consistente con la información presentada por PEP en el Procedimiento Anual de Cuantificación y Certificación de Reservas al l de enero de 2019.
Se observa un decremento de las reservas asociadas a la Asignación, lo cual se debe a la cancelación del proyecto de inyección de gas para mantenimiento de presión y doble desplazamiento que se tenía considerado en el Plan vigente. Así mismo, se modificaron los volúmenes originales debido a la actualización del modelo estático "?-/7 / del yacimiento, reduciendo aproximadamente un 4% el volumen, de 2015 a 2019, en J" 2P. Para abonar al tema en la misma categoría de reserva, se tenía documentado en
/
2016 el sistema artificial de producción de bombeo neumático para lo.s pozos det / /
yacimiento, incrementando la categoría 2P del mismo.
� /1 , ,- y
-
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d) Comparativo de la actividad física del Plan vigente contra la solicitud demodificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
El Plan vigente considera como Compromiso Mínimo de Trabajo (CMT): 5 perforaciones y terminaciones, así como 7 RMA con una inversión3 de 282 MMusd para el período de 2019 - 2036, y un volumen de producción de 70.81 MMb y 102.08 MMMpc.
Sin perjuicio de lo anterior, el Asignatario deberá tomar en consideración que el límite económico de la Asignación se encuentra previsto hasta el año 2038, aunque la vigencia de ésta termina en el año 2034, por lo tanto, las actividades (a excepción del Abandono) que se realicen con posterioridad al plazo anteriormente señalado, quedarán sujetas a que PEP, cuente con derechos de Extracción que le permitan continuar con la misma al amparo de una Asignación o Contrato, conforme al artículo S de la Ley de Hidrocarburos.
La nueva propuesta del Plan considera la perforación y terminación de 5 pozos, la ejecución de l RMA, 38 RME, la construcción de 2 estructuras marinas y la construcción de 2 duetos, así como el taponamiento de pozos y demás actividades de Abandono y desmantelamiento, con un costo total de 3,054.13 MMusd (2,835.15 MMusd de inversión y 218.98 MMusd de gasto operativo), que permitirán recuperar para el período 2019 - 2034 un volumen de 40.2 MMb y 46.2 MMMpc de gas. Cabe resaltar que PEP señala que se generarán inversiones hasta el año 2042 debido a que la Asignación A-000l-2M-Campo Abkatún presta servicios de transporte de Hidrocarburos a otras Asignaciones.
En la Tabla 5 se presenta un comparativo de la actividad física aprobada en el Plan vigente, la actividad física real ejecutada por el Asignatario entre 2015 y 2018, y la actividad física propuesta en la solicitud de modificación al Plan.
Perforación y Terminación Reparación mayor
� -��)_
Reparación menor (RME)
1 Tapon--a-m--=--
ie-ntos Abandono
Número
! Reserva (lP),_ ------
5
7
o
58
58.0[IJ _____ .,;,,;:::_
o
o
19
5
38
28
11(5)
Reserva (2P)_ Reserva _(3P), ____ _
MMbpce ---
106.7nl
215.7111
No aplica 18.S�
l No aplica ____ 3
23 __ 3
.95 :JJ -7.,_7_,..,_ r /No a·plica ,�
X'. Volumen de aceite a extraer 76.2 MMb
�Cifras referidas a pesos@2018. Tipo de Cambio 18.7 pesos/dólar
- ----- - - --- - --
_ , . , .
.. .J ,, . ..
�·· "I .. . . . 12
Volumen de gas a extraer
Inversión
MMMpc
MMusd Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
107.5 19.13
1357(41 1505.78(41
11 Las reservas del Plan Aprobado son las reseNas certificadas al 1° de enero de 2014 2) Corresponde a la producción acumulada entre 2015 y 2018.
49.l
3,000.76(41
3} Las reseNas del Plan Propuesto corresponden a las reseNas cuantifir;ada5 al 1• de enero de 2019. 4> De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador, 5) Las actividades de Abandono consideran el desmantelamiento de duetos y plataformas.
Tablo 5. Comparativo de octívidod físico entre el Plan Aprobado y el Pion Propuesto de /o
Asignación. (Fuente: Comisión con /o información presentada por PEP).
Cabe resaltar que independientemente de las actividades de Abandono, referente a
28 pozos (2019-2034) el Asignatario se encuentra obligado al taponamiento y
Abandono de las instalaciones independientemente de la vigencia del Título de
Asignación.
Respecto a las actividades de Abandono, se dividen en desmantelamiento de instalaciones, en la cual se contempla la ejecución de planes de Abandono de instalaciones de fondo, así como la ejecución del Abandono de instalaciones de superficie.
La comparación de avance para el periodo comprendido de 2015 a diciembre de 2018 para los costos y actividades físicas, entre lo real ejecutado por PEP y lo contemplado en el Plan vigente para la Asignación, se muestra en la Tabla 6.
Qo (mbd)
2015 8.35 7.99
2016 4.66 9.77
2017 1.13 10.22
2018 0.77 ll.63
8.68 12.53
4.64 10.32
1.11 11.46
0.63 13.02
Perf.
(número)
o o
o o
o
o o
Term.
(número)
o o
o o
o o
o
o o
o o
o o
o o
Inversión
(MMusd)
2.47 251.63
2.04 42821
83.18 354.80
119.92 410.09
-inversiones del Plan vigente referidas a pesos@2018 (TC 18.7 pesos/usd). Factor de inflación utilizado para la actualización es 1.1547. ••inversiones real ejecutadas referidas a pesos@2018 (TC 18.7 pesos/usd). Los factores de inflación utilizados para la actualización
son: 2015 = 1.1167 2016= 1.0826 2017 = l.0479 2018 =1
Tablo 6. Comparación de avance entre el Plan vigente vs. reo/ ejecutado, en lo A-0007-2M-Compo Abkotún.
(Fuente: Comisión con /o información presentado por PEP).
De igual manera se detalla el hecho de que el pronóstico de producción se extiende hasta el año 2038, siendo la vigencia de la Asignación hasta el año 2034. Las
factividades petroleras contempladas por el Asignatario en la presente modificación /J /
lf f 7-,7
4 Con relación a la valoración, la modificación del Plan puede deberse al hecho de que se hace una predicciónde septíembre a diciembre de 2018. El valor de inversión reportado por PEP, es de 1452 MMusd ejecutados.
13
en el periodo que comprende de 2034 a 2042 son 56 taponamientos y 35 actividades de Abandono de duetos y plataformas.
En las Figuras 4 y 5 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de prodücción de aceite y gas del Plan vigente y la solicitud de modificación del Plan de la Asignación en donde el asterisco representa el vector correspondiente al CMT del Título de Asignación.
35
30
25
_20 ,, Jl �15 o
10
5
o
-Qo histórico
-Plan Nuevo
-Plan Vigente (A0)
Vigencia Asignación
Limite económico
del Plan propuesto
2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Figura 4. Perfiles de producción de aceite asociados del Campo Abkatún. (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP).
40 •
35
30
-25 ...
j 2º 1 Inicio de la..... Asignación 81s
10
5
o .
2013
-Qg histórico
� Plan Nuevo
-Plan Vigente (ROJ•
Vigencia Asignadón
Límite económico
del Plan propuesto
2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Figura 5. Perfiles de producción asociados de gas del Ca;;;po Abkatún. �
, JI V{Fuente: Com;s;on con lo ;nfo,moción p,esentodo po, PEP)
/1( , �14
En lo que se refiere a la propuesta de modificación del Plan, se estima la recuperación de un volumen de 40.2 MMb de petróleo, y 46.2 MMMpc de gas hidrocarburo lo que equivale a 49.53 MMbpce para el periodo comprer:idido entre el año 2019 y la vigencia del Título de Asignación en 2034, sin embargo el Plan propuesto alcanza el límite económico en el año 2038, acumulando un volumen total de 42.l M Mb y 49.l M MMpc, lo cual representa 52 MMbpce.
El pronóstico de producción de los pozos dentro de la Asignación fue calculado a través del método de curvas de declinación, derivada de la existencia de historia de producción suficiente.
e) Pozos perforados y pozos a perforar
La Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún cuenta con un total de 129 pozos perforados, de los cuales 13 pozos son productores, S pozos son letrina, 45 pozos se encuentran cerrados y 66 pozos se encuentran taponados. En la Tabla 7 se presenta con mayor detalle el estado de pozos de la Asignación a septiembre de 2018.
Pozos Número de pozos
Pozos perforados 729
Productores de aceite• 77
Improductivo• 14
Inyectores perforados 38
Fluyentes natural 9
SAP** 4
Cerrados sin posibilidades 40
Cerrados con posibilidades 5
Taponados totales 66
Taponados temporales 76
Taponados definitivos so
Letrina••• 5 . .
*Información presentada por PEP, de acuerdo al obJet1vo y resultados de la terminac1on de cada pozo. Incluye
el pozo exploratorio Pek-7.
••se considera el pozo Abkatún-93B con inducción de N2 por EA.
... Se consideran 2 pozos letrina de agua congénita a cargo del AIPBAS02-03 localizados en Abkatún-C y 3 pozos
letrina de agua congénita a cargo del AIPBAS02-04 localizados en Abkatún-O.
Tabla 7. Estado de pozos de la Asignación. (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP).
En la propuesta de modificación del Plan de la Asignación, PEP considera la perforación y terminación de 5 pozos de desarrollo con objetivo cretácico. Los 5 pozos considerados son direccionales tipo "J" y se estima que sean perforados entre 2019 y 2022.
f) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para laExtracción
Actualmente la Asignación A-0001-2M- Campo Abkatún produce Hidrocarburos del /_JI Vyacimiento Brecha Paleoceno - Cretácico Superior.
���- Pf _ v f\
15
• Alternativas de desarrollo evaluadasCon el objetivo de proponer la mejor alternativa para la propuesta de modificación del Plan, el Asignatario planteó tres alternativas que se describen en la Tabla 8, las cuales están enfocadas a la recuperación de la reserva remanente.
. . Alternativa 1 1 • 2 1 • Caracteristrcas
(S 1 • d )A ternatrva A ternatrva 3
e eccrona a
Perforación y terminación de pozos
Actividades físicas (RMA) Corwersiones a Bombeo
Neumático Estructuras Marinas
I== _Du�o� l Producción aceite (MM�) ____ Producción 9as (MMM�)_- ..._
Castos de Operación (MMusd) Inversiones (MMusd)_
5
11
-----� 2
42.l49.l
218.98 2,835.15
5
12
2 3
45 50.9
232.72 2,ª71.59-
5
12
11
2 2
50.9 59.6
265.36 3,204.16 Bombeo
Tecnologías
Indicadores económicos
Bombeo Bombeo
_N_e
_u
,_m
_a_·t_ic
_o_ �
umático Neumático eInyección de g�s-
-------�----, VPN Al (MMusd) � .......... � 785.3 ; 826.4 840.8 ....,.,__rm_.,.VP..,,..,....,N
...,....,.D-1 (MMusd), ____ .....:::.... -407.4 =t -4_1_5._6 _____ -_50_3_.7VPI (MMusd) -=---- 1781.7 ___ 1813.7 1957.l
VPN/VPI Al (usd/usd) 0.4 0.5 0.4 r----'VPN/VPI DI (usd/usd) -0.2 -0.2 -0.3
Tabfa B. Descripción de /os alternativas presentadas por PEP. (Fuente: Comisión con datos de PEP).
7
A continuación, se describen las principales características de las alternativas analizadas
Alternativa 1 (Seleccionada)
La alternativa l analizada por PEP considera la siguiente actividad en el yacimiento Abkatún Btp-ks-km-ki-CENTRO:
• Implementación del sistema artificial por bombeo neumático, con la finalidadde prolongar la vida productiva de los pozos productores y reincorporar pozoscerrados.
• Dos duetos. Un gasoducto de 8" por 7.7 km y un ramal de BN de 8" por 1.7 kmde 1/S Abk-Nl/Abk-B a Abk-F.
• 11 conversiones a bombeo neumático consideradas como RME.• l RMA.
Para el yacimiento Abkatún Btp-ks-km-ki-H se contempl_a:
• Cinco pozos por perforar y terminar. V • Una plataforma tipo tetrápodo, con puente de interconexión de Abk-K a Abk-
11,/
� H de 0.1 km.
W,,:
16
Esta alternativa permite la recuperación de la reserva en categoría 2P de la Asignación.
Alternativa 2
La alternativa 2 considera la siguiente actividad en et yacimiento Abkatún Btp-kskm-ki-CENTRO se considera:
• Implementación del sistema artificial por bombeo neumático para prolongarla vida productiva de los pozos productores y reincorporar pozos cerrados.
• Tres duetos. Un gasoducto de 8" por 7.7 km y dos ramales de BN de 8",sumando un total de 3.7 km de 1/S Abk-Nl/Abk-B a Abk-F y Abk-G.
• 12 conversiones a bombeo neumático consideradas como RME.• l RMA.
Para el yacimiento Abkatún Btp-ks-km-ki-H se contempla:
• Cinco pozos por perforar y terminar.• Una plataforma tipo tetrápodo, con puente de interconexión de Abk-K a Abk
H deO.l km.
Finalmente, en el yacimiento Abkatún JSK se considera:
• l RMA.
La alternativa 2 permite recuperar la reserva en categoría 3P de la Asignación, ya se considera l RMA en el yacimiento Abkatún JSK.
Alternativa 3
La alternativa 3 considera las siguientes actividades en el yacimiento Abkatún Btpks-km-ki-CENTRO se considera:
• Implementación del sistema artificial por bombeo neumático para prolongarla vida productiva de los pozos productores y reincorporar pozos cerrados.
• Proceso de inyección de gas para mantenimiento de presión, con la finalidadde prolongar el factor de recuperación y la vida productiva del yacimiento.
• Tres gasoductos conformados por: Un gasoducto principal de 8" por 7.7 km deAbkatún -Nl hacia Abkatún-B, un ramal de 8" x 2 km de interconexiónsubmarina hacia Abkatún-G y un segundo ramal de 8" x 7.7km deinterconexión submarina hacia Abkatún-F.
• Un servicio de compresión en sitio en Abkatún-F.• ll conversiones a bombeo neumático consideradas como RME.• 12 RMA, de las cuales 70 RMA tienen como objetivo recuperar la reserva
asociada al proceso de inyección de gas, l RMA para convertir un pozoproductor a inyector de gas y l RMA como reentrada.
Para el yacimiento Abkatún Btp-ks-km-ki-H se contempla:
- -·· . . ,,, 1 , ••• , • •
17
• Cinco pozos por perforar y terminar.• Una plataforma tipo tetrápodo, con puente de interconexión de Abk-K a Abk
H deO.l km.
La alternativa 3 tiene como finalidad incrementar el factor de recuperación de la Asignación, de tal manera que se recuperarían volúmenes mayores a la reseNa cuantificada al 1 de enero de 2019.
En las Figuras 6 y 7 se obseNan los pronósticos de aceite y de gas, respectivamente, asociados a las 3 alternativas analizadas por PEP.
20 l8
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6 -o-¡:¡
4 ::; -o 2
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- - -Alternativa 7
-Alternativa 2
�--�•Alternativa 3
,-, I \-1--- ---+-----',�, \
.l. �-l--..;.' +---,j.----+----1-----l
----/'L 1----1-----li-----+----+--,-, L'
2079 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2047 Año
Figura 6. Perfil de producción de aceite asociado a las alternativas analizadas por PéP (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
20 ~ 18 -o g_ 76 E 14 • .S. 12 � 70 i B
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j _____ , __ - 1�
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i 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2047
Año
Figura 7. Perfil de producción de gas asociado a las alternativas analizadas por PEP.(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
_,
Con base en la información presentada por PEP se obseNa que la Alternativa 1 es
/
aquella que presenta los mejores indicadores económicos representados en la Tablaj/ /
18
f
8, así como un balance óptimo entre inversiones e ingresos al considerar desarrollodel Bloque H de Abkatún en el cual se contempla la instalación de una plataformade tipo tetrápodo y la perforación y terminación de cinco pozos.
En el análisis contemplado por el Asignatario, manifiesta haber analizado la viabilidadtécnico-económica de un proceso inyección de gas natural, implicando un beneficiode 8.0 MMb de petróleo y 10.l MMMpcd de gas, considerando un servicio de renta decompresor, un oleogasoducto y 10 RMA, alternativa la cual se descarta por susindicadores económicos.
Para el Bloque H del campo, es posible un proceso de inyección de agua paramantenimiento de presión, pero los resultados económicos no han sido favorables.Por lo tanto, aun cuando la alternativa seleccionada no cuenta con la mayorrecuperación de Hidrocarburos, PEP, indica que, por las condiciones económicas, laAlternativa l es la que mayor recup·eración brinda con las mejores condicioneseconómicas, razón por la que se selecciona la Alternativa l, como la propuesta demodificación del Plan de la Asignación
Dentro de las actividades consideradas en la Alternativa seleccionada se encuentraun estudio de caracterización del yacimiento JSK, cuyos resultados podrían llevar ala incorporación este yacimiento al Plan de Desarrollo.
• Actividades físicas y volúmenes de hidrocarburos a recuperar (a la vigencia de laAsignación)
La propuesta de modificación al Plan de la Asignación A-000l-2M-Campo Abkatún,considera en el periodo 2019-2034, la perforación y terminación de 5 pozos, l RMA, 38RME, construcción de 2 plataformas y 2 duetos, 84 taponamientos y 46 actividadesde Abandono de duetos y plataformas. Se estima recuperar un volumen de 40.2 M Mbde aceite y 46.2 MMMpc de gas, lo que equivale a 49.53 MMbpce, con una inversión yun gasto de operación para la Asignación de 3,000.76 MMusd.
• Esquema de extracción propuestoEl campo Abkatún fue descubierto en el año 1976 e inició producción en 1980 en elyacimiento Abkatún Btp-ks-km-ki-CENTRO. Posteriormente, en el año 1981 inició laproducción del yacimiento Abkatún Btp-ks-km-ki-H alcanzando una producciónmáxima de todo el campo de 511 mbd y 378 mmpcd, con 20 pozos productores en1983. En el año de 1991 se ejecutó el proyecto de inyección de agua que continuóhasta finales del año 2006. Actualmente, el campo cuenta con 13 pozos productores,de los cuales 4 cuentan con sistema artificial de producción y produjeron en abril de2019, 11.7 mbd de aceite y 15.2 mmpcd de gas.
La propuesta de modificación al Plan considera continuar con la producción en losyacimientos Abkatún Btp-ks-km-ki-CENTRO y Abkatún Btp-ks-km-ki-H eincrementar la producción a través de las actividades de perforación y RMAmencionadas anteriormente, así como la implementación de bombeo neumáticocomo sistema artificial de producción en el yacimiento Abkatún Btp-ks-km-ki-/ __/" /CENTRO.
¿¿_�� q f ( 19
En cuanto a la infraestructura asociada, se considera la construcción de la plataforma tipo tetrápodo Abkatún-K, en la cual estarán 4 de los 5 pozos planeados a ser perforados. La instalación de esta plataforma está condicionada al éxito del pozo Abkatún-2185, el cual será perforado desde la plataforma Abkatún-H y que permitirá minimizar la incertidumbre de las reservas en esa zona del yacimiento Btp-ks-km-kiH. Adicionalmente, se considera la puesta en operación de la plataforma tipo octápodo Abkatún-A2, misma que reemplazará a la plataforma Abkatún-A Permanente, la cual fue destruida por completo por un siniestro ocurrido en 2015. La plataforma Abkatún-A2 proporcionará servicios de manejo y proceso a las Asignaciones Abkatún, Caan, Taratunich, Kanaab, lxtal, Manik, Onel y Kuil.
Finalmente, se considera la instalación de un gasoducto de Bombeo Neumático de 8" 0 x 7.7 km del Centro Operativo Abkatún-Nl a la plataforma satélite Abkatún-B, donde suministrará gas para 9 pozos, así como un ramal de 8"0 x l.7 km de la interconexión submarina del gasoducto Abkatún-Nl/Abkatún-B hacía la plataforma satélite Abkatún-F, donde proveerá de gas a 3 pozos. En la Figura 8 se observa la infraestructura actual y futura de la Asignación.
ABKATUN-K ASKATUN-H
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ABKATUN-8
e.o.
ABKATUN-N1
.
. . . .
... ABKATUN-0
Figura 8. Infraestructura actual y futura en la Asignación.
(Fuente: PEP)
' Cabe "''ª'" que, ,; no es e<ltoso, el Aslgnatado debe,á p,esenta, una modificación é.'.,,,acclón /! I frazón de que puede considerarse un cambio de estrategia de Extracción (artículo 40, fracción 11, inciso a) de los Lineamientosj.
-1 'º'"'',1(, "' '--!(
I 111('• >(",l I� , 20
g) Comparativo del Campo Abkatún a nivel internacional
Con el objeto de determinar si el Asignatario propone una modificación al Plan del campo Abkatún procurando la maximización del factor de recuperación, la Comisión realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y propiedades similares a las del campo Abkatún. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran costa afuera.
En la Tabla 9 se muestran las características y propiedades utilizados para la selección de los campos análogos.
Se identificaron campos nacionales como Chuc y Poi, ambos a menos de 5 kilómetros al oeste del campo Abkatún, así como campos internacionales con propiedades de roca, fluido y medio deposicional citados en la presente sección.
De esta misma forma, se integraron campos internacionales a manera de recolección de experiencias de explotación en ambientes análogos con retos similares. Se integró la información disponible para fines comparativos de factor de recuperación y propiedades petrofísicas de yacimiento como es el campo Casablanca en España y el campo Fateh en Emiratos Árabes Unidos los cuales se describen a continuación.
El campo Casa blanca se localiza en las costas del Golfo de Valencia, en España, se ha logrado llegar a un factor de recuperación de 40% de aceite en rocas carbonatadas del Cretácico inferior, fracturadas y karstificadas, cuenta con un aceite de 34º API, y en la explotación del campo se utilizaron diversas tecnologías como el levantamiento artificial de producción con bombas electrocentrífugas y el·análisis del desempeño de la orientación de los pozos hacia dirección con fracturas presumiblemente conductivas dados los análisis de esfuerzos a nivel regional.
Por su parte el campo Fateh se localiza en las costas del Golfo Pérsico, en Emiratos Árabes Unidos. se ha logrado llegar a un factor de recuperación de 54.5% de aceite en rocas carbonatadas del Cretácico, fracturadas por efecto halocinético. Cuenta con un aceite de 32° API, y en la explotación del campo se utilizaron diversas tecnologías como el levantamiento artificial de producción a través de bombeo neumático e inyección de agua periférica para mantenimiento de la presión del yacimiento, S años después de la puesta en producción del campo. Así mismo, se usaron pozos horizontales de desarrollo y se llevaron a cabo operaciones de reducción de la producción de agua en el campo, dada la corrosión y taponamiento de pozos.
Se presenta a continuación los criterios de selección de campos análogos.
Criterios y Fateh Casablanca {Emiratos campos Abkatún Poi Chuc (España} Árabes análogos
Unidos}
Tipo de Fluido Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite
API 31 36.1 33 34 32
Litología Carbonatos Carbonatos Carbonatos Carbonatos Carbonatos
Ubicación Marino Marino Marino Marino Marino Porosidad
promedio {96} 8.l 9.9 6.9 9.5 13
Cuenca Cuencas del Cuencas del Cuencas del Depresión de Rub al Khali Sureste Sureste Sureste Valencia
Tabla 9. Criterios de selección para los campos análogos. (Fuente: Comisión)
De esta forma, la Comisión realizó un comparativo de factores de recuperación de aceite. De los resultados obtenidos, se deriva la Figura 9 y la Tabla 10.
60
50
30
20
10
Abkatún
FR proyectado(%)
Poi Chuc Casa blanca (España)
Fateh (Emiratos Árabes Unidos)
Figura 9. Factores de recuperación de campos análogos para el campo Abkatún. (Fuente:Comisión) línea discontinua, promedio aritmético de los valores (44.84 96)
Campo Yacimiento FR final%
Abkatún Cretácico 44.60
Poi Cretácico 42.40
Chuc Cretácico 42.70
Casablanca (España) Cretácico 40 �
Fateh (Emiratos Árabes Unidos) Cretácico 54.5 77"7
Tabla 70. Factores de recuperación de campos análogos para el campo Abkatún. {Fuente: / / /PEP/Comisión)
J{ f
22
1
y
h} Evaluación Económica
El Análisis Económico6 de la modificación del Plan de la Asignación A-0001-2MCampo Abkatún, considera los siguientes conceptos:
a} Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud demodificación al Plan de Desarrollo.
b} Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación alPlan de Desarrollo.
c} Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la
Solicitud de modificación.
d} Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan deDesarrollo.
a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud demodificación al Plan de Desarrollo
El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2034, es decir la vigencia de la Asignación.
El Plan vigente de la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún considera para el periodo 2015-2034 una inversión total de 1,357.61 millones de dólares: 584.08 millones
de ellos en Inversión y los restantes 773.53 de gasto operativo.
PEP erogó en el periodo 2015 a 2018 un total de 1,505.78 millones de dólares, 1,456.17 de inversiones y 49.62 de gasto operativo 7.
Aunado a lo anterior, se tiene que el Asignatario propone erogar un monto de 3,000.76 millones de dólares a 2034: 207.14 millones de dólares de gasto operativo y 2,793 .62 millones de dólares de inversiónª, éste último monto, considera la totalidadde la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto.
Lo anterior, como se muestra en la siguiente figura, significa un incremento del 231.95%, respecto de lo originalmente propuesto en el Plan vigente.
6 Todos los montos señalados en esta opinión se presentan en dólares del 2019: los pesos en cada caso seconvierten a dólares de esa fecha, y posteriormente se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo 777
anterior, para poder realizar los comparativos correspondientes.
i7 De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales. 8 De esta cifra, 2,793.62 millones de dólares, l,875.32 millones corresponden a inversión en el periodo 2019-2034; y 918.31 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo de 2042. Se considera el total del monto de abandono (a 2042). en virtud de la obligación que tiene el Operador de realizar
/ tal actividad independientemente del periodo a considerar. ��� ¿¡ ' r:
23
Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Vigente vs. Modificación
(millones de dólares)
1,357.61
Vigente
Incremento 231.95%
4,506.54
Propuesto 3,000.76
Realizado 1,505.78
Realizado + Propuesto
Figura 10. Comparativo de inversiones totales y gastos operativos del Plan vigente respecto a
Modificación al Plan (millones de dólares)
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
Así, la Solicitud de modificación al Plan actualiza lo dispuesto en el artículo 40, fracción 11, inciso h) de los Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de Hidrocarburos, así como sus modificaciones.
b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud demodificación al Plan de Desarrollo
En esta sección se considera un horizonte de tiempo a 2034, es decir, la vigencia de la Asignación.
En la solicitud de modificación al Plan, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2019 con una inversión de 2,793.62 millones de dólaresy207.14 millones de dólares de gasto operativo, ambas hasta 2034.
El Programa de Inversiones de la solicitud de modificación al Plan presentada por el Asignatario, desglosado por Actividad y Sub-actividad Petroleras se presenta a continuación, esto de conformidad con lo establecido en los Lineamientos para la -r?-¡ 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 (Lin amientos de
¡,//
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24
Hacienda). Publicados en el Diario Oficial de la Federación el 6 de marzo de 2015, reformados el 6 de julio de 2015 y 28 de noviembre de 2016.
Figura 11. Distribución del Programo de Inversiones y gasto por Actividad Petrolera $3,000.76 millones de dólares.
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
Act1v1oacl S,J:::::-Act1v 1 aad
Generalª
Desarrollo Perforación de pozos
Construcción Instalaciones
Generalb
Construcción Instalaciones
1 ntervención de pozos Producción Operación de instalaciones de
producción
Duetos
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Abandono Desmantelamiento de Instalaciones
Total Programa de Inversiones
Otros Egresase
Gastos totales . . Las sumas pueden no comcrd,r con los totales por cuestiones de redondeo .
To:a
('ll l:0 11es de
dólares)
$ 82.31
$ 209.34
$ 335.29
$ 253.86
$ 223.77
$ 224.12
$ 688.30
$ 57.17
$ 8.29
$ 918.31
$ 3,000.76
$ 5.81
$ 3,006.57
a. Considera un monto por 0.38 MMUSD de inversión y 81.93 MMUSD de gasto operativo. 777 b. Considera un monto por 128.66 MMUSD de inversión y 125.21 MMUSD de gasto operativo. c. Se refiere a las erogaciones por concepto de manejo de fa producción y mantenimiento en
�fas instalaciones fuero de fa Asignación Abkatún. /V Tabla 11. Programo de Inversiones por Sub-actividad Petrolero (millones de dólares) / /1/ ef
(Fuente: Comisión con información presentada por PEP)
P{ ;
25
e) Consistencia de la información económica y las actividades propuestasen la Solicitud de modificación
Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente con las actividades propuestas y estuviera presentada de conformidad con lo establecido en los Lineamientos de Hacienda.
d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación alPlan de Desarrollo9
(i) Resultados de la evaluación económica
Al considerar los perfiles de producción, costos e inversiones para la alternativa de desarrollo seleccionada por el Asignatario, esta Comisión obtiene los siguientes resultados. En ella, se consideró un precio de 60.6 dólares por barril y 3.0375 dólares10
por cada millón de BTU.
Indicador
VPN (n1n1USD)
VPI (n11Y1USD)
VPN/VPI
I Antes Impuestos Después Impuestos
685.67
Indefinida Indefinida
1,586.70
0.43 -0.27
Tabla 12. Resultados de la evaluación económica (Fuente: Comisión con información presentada por PEP)
(ii) Consideraciones
A pesar de los resultados expuestos, esta Comisión considera relevante tomar en cuenta los siguientes aspectos:
A la fecha se ha extraído más del 98% del volumen total recuperable del cam·po Abkatún (lo que lleva a considerarlo como un campo en avanzada etapa de explotación), aunado al hecho de que en 2020 comienza a ejecutar actividades de Abandono.
Por otro lado, PEP refiere que algunas de las instalaciones superficiales de la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún, en específico el Centro de Proceso (en adelante C.P.) Abkatún-A, resultan estratégicas para la integración de corrientes y separación de líquidos y gases provenientes de 7 campos pertenecientes a otras Asignaciones: Caan, Taratunich, lxtal, Manik, Onel, Kuil y Kannab, por lo que aun cuando la reserva del campo Abkatún se agote, el C.P. continuará siendo vital para el manejo de Hidrocarburos de dichos campos, y potencialmente para campos operados por otras compañías.
;( • Considera montos por 46.64 y 5.81 millones de dólares asociados a los conceptos "Reserva laboral" y "Otros egresos" los cuales, � fueron considerados como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica. 10 Indice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la Región VI (donde se /J /
\1,./',blcaol Campo Abka<ún\ eo ma�o de 2019 en-•� po, mHbn de BTU,
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26
En este sentido, aunque las Asignaciones referidas aportarán un total de $985.68 millones de dólares11 para la operación y mantenimiento de las plataformas y duetos de uso compartido, principalmente del C.P. Abkatún-A, los ingresos estimados por la producción del campo no son suficientes para cubrir los costos asociados a la construcción, modernización, operación y optimización de !a totalidad de la infraestructura del proyecto propuesto, al Abandono de la misma (actividad cuyo costo representa el 30.6% de la inversión total del proyecto), y sobre todo a las contraprestaciones e impuestos derivados de la producción de Hidrocarburos.
Así, la modificación propuesta por el Asignatario cobra relevancia regional, al proporcionar servicios a las Asignaciones aledañas, además de que ésta implica el cumplimiento del compromiso de realizar actividades de Abandono.
i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
La Asignación A-0001-2M- Campo Abkatún ubicada a una distancia de 149 km al noroeste de la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB), Tabasco y a 78 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche.
Actualmente se cuenta con 14 plataformas: seis satélites tipo octápodo y un satélite tipo tetrápodo; así como cinco plataformas octápodo, una plataforma tetrápodo, y un dodecápodo (parcialmente desmantelado por siniestro) en el C.P. Abkatún-A para el manejo de la producción. Adicionalmente se tienen siete plataformas de inyección de agua, así como un sistema de duetos de diferentes diámetros y tipo de servicio para el trasporte de la producción. Actualmente contando con 13 pozos productores, los cuales producen 11.2 M bd de aceite y 14.69 M Mpcd de gas.
La propuesta de modificación considera el desarrollo de 5 perforaciones y terminaciones, l RMA, 11 conversiones a BN, construcción e instalación de plataformas, 2 gasoductos para suministro de gas para bombeo neumático, conformándose por un gasoducto de BN de 8" x 7.7 km del Centro Operativo Abkatún -Nl a la plataforma satélite Abkatún-8, donde suministrará gas para 9 pozos; un ramal de 8" x 1.7 km de la interconexión submarina del gasoducto AbkatúnNl/Abkatún-8 hacia la plataforma satélite Abkatún-F, donde proveerá de gas a 3 pozos, todo esto proyectado para 2020. Mientras que la Plataforma de producción Abkatún-A2 se encuentra actualmente en fase de puesta en operación.
Derivado de la solicitud de Plan de la Asignación A-000l-2M- Campo Abkatun 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 {Lineamientos Técnicos en adelante), la Dirección General de Medición y Comercialización llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Asignatario, 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:
� f "El Asignatario presenta tal monto como "Otros Ingresos", el cual fue considerado en el ejercicio de evaluación
J '·'/
económica elabo,ado por la Comisión.
TI( . t --- -- -
-'º""' ',1t1<m1'rlt·
!i•(' "{",1 L,,, ' 27
El Operador Petrolero manejará dos etapas para la Asignación A-000l-2M- CampoAbkatun (Etapa actual y Etapa futura a partir de 2020), donde el manejo y procesoactual de la producción, está integrada en la plataforma Enlace del C.P. Abkatún-A,en un cabezal general donde se le integran otras corrientes de otras Asignacionespara ser enviada a la primera etapa de separación en la Batería del C.P. Abkatún-Amisma que consta de dos etapas con separadores bifásicos instalados en laPlataforma Abkatún-A Temporal; los líquidos (aceite-agua) obtenidos de la segundaetapa de separación se envían a la sección de bombeo para después ser medido enel paquete de medición PA-1400 A/B.
Una vez medida la producción ésta se envía a la TMDB por los oleoductos de 36" x 11.8km de Abkatún-A Perforación a la plataforma de del C.P. Poi-A donde se le integrala producción de Hidrocarburos de este C.P., más la producción que se separa en elC.P. Abk-D, la producción total se dirige al oleoducto de 36"x 6.1 Km proveniente dela plataforma Poi-A Enlace a la L3 y Oleoducto de 36" x 132 Km de L3 a TMDB, dondeel aceite es estabilizado, deshidratado, medido, almacenado y enviado al CentroComercializador de Crudo (en adelante, C.C.C) Palomas para venta.
En el caso del gas, éste es separado en una primera etapa en la Batería del C.P. AbkA y se envía al rectificador de primera etapa FA-3103 (Rl), los líquidos obtenidos seenvían a la segunda etapa de separación y el gas se mide en el FE-3103 para serenviados a succión de módulos de compresión.
Los vapores recuperados de la segunda etapa de separacIon son enviados alrectificador de segunda etapa FA-3104, y los líquidos obtenidos son enviados a ladescarga de líquidos de la segunda etapa; el gas se envía a compresión para elevarsu presión de 0.8 a S kg/cm2 para integrarse con la línea de gas que proviene del Rlpara incrementar su energía de S a 60 kg/cm2, este gas es medido en la descarga demódulos de compresión (FE-4200A y/o FE-4200B), posteriormente se dirige alcabezal general de descarga de módulos de compresión donde se le integra lacorriente de gas que proviene del C.P. Abk-D, de esta corriente una parte es enviadaal Centro Operativo Abkatún-Nl para su endulzamiento, el resto se mide en el patínde medición FE-4208 A/B para dirigirse a la terminal ATASTA por el gasoducto L-76,36" x 11.3 km de Abk-A Compresión a Poi-A Compresión donde se integra laproducción de gas de este C.P. al gasoducto L-77, 36" x 70.9 km de Poi-A Compresiónrumbo a ATASTA donde el gas se recomprime para enviarlo al Centro Procesador deGas (en adelante, C.P.G.) Cd. Pemex y Nuevo Pemex, los vapores recuperados en laplanta de estabilizado son enviados al C.P.G Cactus.
Para una Etapa futura de la producción del Campo Abkatún, en la instalación de lanueva plataforma Abkatún-A2, la cual tiene en programa entrar a operar en 2019 y asus respectivos Sistemas de Medición, la plataforma de Producción Abkatún-A2manejará la producción de las corrientes provenientes las asignaciones: Abkatún,Caan, Taratunich, Kanaab en el Tren By en el Tren A manejará las corrientes de lasasignaciones: lxtal, Manik, Onel y Kuil; los Hidrocarburos líquidos separados seránenviados al proceso de desalado y de deshidratación para posteriormente sermedido en el paquete de medición PA-3110 A/B/C y enviado a la TMDB vía C.P. Poi-A,contando con la flexibilidad de enviar producción de aceite hacia el C.P. Akal-J parasu distribución ha
�ia el FPSO Yuum K · ak · Naab.
,......,_.,,_.- J( ¡ 28
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r
El gas obtenido en el tren de separación 8 es enviado a la succión de compresión de baja para elevar su presión de 0.7 a S kg/cm2 y se integra con la línea de gas que proviene del rectificador de primera etapa del tren Ay ser medido en el FE-3301. Una vez medido el gas se envía a la succión de módulos que se ubican en la plataforma de compresión para elevar su energía de S a 60 kg/cm2 y dirigirse al cabezal general de descarga de módulos y ser medido en el FE-4208 A/B para ser enviados a al C.P.G Atasta vía Poi-A. El gas que proviene del rectificador FA-3103 es medido en el FE-3106.
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 PEP manifiesta que, una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de la TMDB para su exportación o bien al e.e.e Palomas, 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 PEP manifiesta que una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de los C.P.C Ciudad Pemex, C.P.C Nuevo PemexyC.P.C Cactus, donde se medirá de manera directa y su calidad determinada a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los LTMMH, y son asignados mediante la metodología de prorrateo en el Plan de la Asignación.
Medición de Condensado
Para la medición de condensados PEP propone que estos 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 las zonas marinas antes de su envío para proceso a las instalaciones de tierra, donde son recuperados los Condensados líquidos para su envío a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Gas Cactus y Nuevo Pemex.
---- ----
-'º""·· "ll.l<lfl,' !1
1•10 •X'' 1"'""
C.P.Abk•O C.P. Pot-ATerminal Marítima CCC
11 Dos Bocas PALOMAS :·¡b,;_s·······------·--- ---------t.------------------------- --------------------: �PAbk.-A ._, ._, SM-400 SM-800 l : A.bk-F •
SM-900A : SM-1400 : Abk-H _____ •.• ··········---·-·-··--··· ••••••........• , ,#,
Medición Operacional
,' ,
,
/ SM - 100 SM • 200 \ ¿ ________________________ �
Medición de Referencia
Figuro 72.- Diagramo General del manejo de Aceite del Campo A-0001-2fv1- Campo Abkotún. (Fuente: PEP)
C.P. Abk•O C.P. �-A
Abk� �PAbk•A..,_
: Abk r : FE-4)00A FE-4208 '
Ablc 11 ' FE--1200B NB FE•3103 FE-3104
l\bkatun•N 1 H;-t>lO FE-620
Terminal Marftlma Dos Bocas De BaJa/ .. -. ···--·--........... .
Estabilizado •�la De Alta
CPGCluad Pemex
�l 10� .(L.11401. ...... .. �-�--· FE-1'401 CACTUS
í[ 13401
ML-didun Opcrat.iumd M<.-dic:iun de Rcfcu.'flc.1a
•• Medición de lransferend;a Mcdidún FiSl:.11
CPGNuevo Peines
Figura 73.- Diagrama General del manejo de Gas y Condensado del Campo A-0001-2fv1- Campo Abkatún. (Fuente: PEP)
Medición de agua
El agua obtenida del Campo A-0001-2M- Campo Abkatún será separada en los tanques de deshidratación en la TMDB, la cual se recoge por dos drenajes: drenaje aceitoso y drenaje pluvial, los cuales se envían a los pozos de captación DB-1, DB-2, DB-3, DB-4, DB-5 y DB-6.
a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos
--- -- ---- -- - -
1 - <o~""" '.J "'' r1i
1 i (!•(>( ,, ... ,, ,� 30
Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de
Medición y Puntos de Medición para la Asignación A-0001-2M- Campo Abkatún se
llevó a cabo la siguiente evaluación: Datos Gen<lrale<:
-NorrtbnMA5,gnoa,riooCorHn111isf111· ��•b�ilriOn¡Prodw:dón No. d•Cont,.tooAllg,-acídft: A-<oJ1-M- c.nf!! Abt.-un Nombtw.MAiifl¡noa6i,oÁfwtCdrKJOL'flRt: A.-IDJI-M- c..neAhlMun r.,od1/lbtioft!O.,_r Modillaádn al PIM ct. l>iH..artdlo Ccntisiótl N.tC�)
df. Hit1rocarbu,n,,.
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Oppracíonal: S�e1c»Pn.bltft�•lil,AS-::-J:. AIK-M.
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r 33
Producción y Balance
La metodología de balance volumétrico de los fluidos producidos en la Asignación A-001-2M- Campo Abkatún presentada por el Asignatario es consistente.
El procedimiento operativo para elaborar el balance volumétrico de líquidos y gas de la producción se basa en el Sistema Informático de la Administración de la Producción de PEP, SIAPPEP, el cual considera el ajuste volumétrico desde Puntos de Medición hacia asignaciones de producción calculado a partir de la diferencia de la disponibilidad y distribución de los Hidrocarburos producidos.
La medición de la producción individual de cada pozo ubicados en el campoAbkatún se realiza con un separador de prueba a boca de pozo (medición operacional). Posteriormente, la corriente de Hidrocarburos de la asignación Abkatún es enviada al C.P. Abkatún-A (medición referencial} en donde se integra con fas corrientes de fas asignaciones Caan, lxtaf, Taratunich, Manik, Kuif, Kanaab y en el futuro Esah, para después ingresar al proceso de separación de dos etapas con separadores bifásicos.
La corriente de Hidrocarburos líquidos a la salida del segundo separador del C.P. Abkatún-A es enviada a fa TMBD (medición de transferencia) vía Poi-A y, por último, al Punto de Medición ubicado en la TMBD y el e.e.e Palomas. Por su parte, la corriente de gas separado en el C.P. Abkatún-A del primer separador (medición referencial) es enviada a la Estación de Compresión Abkatún-A (medición de transferencia} para después realizar la medición de gas en el Punto de Medición ubicado en el C.P.G Nuevo Pemex, Ciudad Pemex, Cactus y el Centro de Distribución de Gas Marino Ciudad Pemex.
Con relación a la medición de condensados, una vez enviado el gas a tierra y producto de los procesos de compresión-separación efectuados en el Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta, los volúmenes totales de condensado integrado por diferentes corrientes en la cual se incluye la Asignación Abkatún son recolectados y enviados a los Puntos de Medición fiscal ubicados en C.P.G Cactus y C.P.G Nuevo Pemex. Adicionalmente, el Asignatario utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado en la descarga de los compresores de baja y en la descarga de los compresores módulos del C.P. AbkatúnA (medición referencial) para realizar un estimado del condensable en ese punto, utilizando la norma API MPMS 14.5.
Con relación a la medición del agua, una vez recibida en los tanques de
� almacenamiento la producción de líquidos integrada por diferentes corrientes en la cual se incluye la Asignación Abkatún en la TMBD se realiza la medición de niveles de líquidos utilizando como instrumento de medición la cinta metálica métrica y . · medidores ultrasónicos no intrusivos. Posteriormente, el agua congénita producida es enviada a los pozos de captación DB-1, DB-2, DB-3, DB-4, DB-5 y DB-6.
,77 La frecuencia para determinar la calidad de los Hidrocarburos a nivel Asignación es de forma quincenal para los Hidrocarburos líquidos y con una frecuencia mensual
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para los Hidrocarburos gaseosos. Por su parte, el análisis de calidad de Hidrocarburos ./ /cfen el Punto de Medición es diaria.
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34
La modificación al Plan contempla la instalación en 2019 de la batería Abkatún-A2 donde llegará la producción de Hidrocarburos de la Asignación Abkatún para realizar una medición referencial. Posteriormente, la corriente de Hidrocarburos separada será enviada a los Puntos de Medición de aceite, gas y condensado como se opera actua I mente.
Debido a la mezcla de corrientes de diferentes Asignaciones es necesario la aplicación del prorrateo, distribución proporcional de un volumen de Hidrocarburos en numerosas partes, para la asignación de los volúmenes de gas y líquidos perteneciente al campo Abkatún. Esta asignación de volúmenes de Hidrocarburos se sustenta en las mediciones de tipo operacional, referencial y transferencia considerando la aportación volumétrica de cada una de estas mediciones de acuerdo a su incertidumbre de medida asociada.
Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición de la Asignación Abkatún, la Dirección General de Medición 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 S y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación con la ubicación de los Puntos de Medición; mediante el oficio 250.088/2019 de fecha 12 de marzo de 2019, respectivamente, a lo cual mediante oficio 352-A-047 de fecha del 15 de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operador para el Área Contractual correspondiente al Campo A-0001-M- Campo Abkatún, " ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Operador; permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área asociada al Contrato referido, de conformidad con los Lineamientos expedidos por esta Comisión" manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:
7) "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 lo medición de hidrocarburos.
2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual ofPetroleum 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 con 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 características delos hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado eneste artículo.
4) De conformidad o lo señalado en las fracciones I, 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 normatividad
35
nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en elAnexo II de dichos lineamientos.
5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera preverla incorporación de una metodología de bancos de calidad que permitaimputar el valor de las corrientes a coda una de los 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 en cuanto a Medición:
l. PEP deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadasy evaluadas en el Plan por esta Comisión, de conformidad con loestablecido en el presente Dictamen;
2. Dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición cuando sefinalice con cada una de las actividades relacionadas con la medición de losHidrocarburos presentadas por el Asignatario en el Plan;
3. 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 volúmenes y calidades del Petróleo y Gas Natural a medir deberán serreportados de conformidad con lo establecido en los formatos de losLTMMH y normatividad vigente. Asimismo, PEP deberá entregar el reportede Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno;
S. PEP deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de lamedición basado en la norma JSO 10012, de conformidad con lo establecidoen los LTMMH, el cual contendrá y resguardará la información relacionadacon los sistemas de medición y los Mecanismos de Medición;
6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar elbalance de los autoconsumos y características de los equipos generadores
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de autoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua , de inyección;
7. 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 77"7presente Dictamen;
� 8. PEP deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre
y acredite que el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y· aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de Medición;
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36
1
9. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo realla Medición de los Hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidadcon lo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH ;
10. PEP deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico enlaboratorio del Gas Natural producido, así como un análisis cromatográficoen el Punto de Medición para la determinación de la calidad, mismo quedeberá remitir a la Comisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH ;
11. PEP deberá reportar la producción de condensados en el formatoCNH_DGM_VHP de los LTMMH tomando como base el estándar API MPMS14.S utilizando como insumo los resultados de análisis cromatográficos yvolumen de gas cuantificado en el área de asignación. En el formatoCNH_DGM_VHPM de los LTMMH, PEP reportará los condensados líquidosmedidos en el Punto de Medición, CPG Cactus y CPG Nuevo Pemex, quecorrespondan al área de asignación los cuales pueden ser comparados conlos condensados teóricos calculados en la misma área de Asignación;
12. El Asignatario deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diariasin prorrateo o balanceo alguno;
13. El Asignatario deberá llevar a cabo mensualmente un análisiscromatográfico en laboratorio del Gas Natural producido, así como unanálisis cromatográfico en el Punto de Medición para la determinación de la calidad, mismo que deberá remitir a la Comisión como lo estipula elartículo 32 de los LTMMH;
14. El Asignatario deberá reportar, entre otros, el volumen de los Hidrocarburosproducidos, así como los cuantificados en los Puntos de Medición en losformatos establecidos en el Anexo 1 de los LTMMH. En el caso de loscondensados, el cálculo teórico deberá ser usado solo como referencia parala determinación de condensados en el Punto de Medicióncorrespondiente al campo Abkatún;
15. El Asignatario se compromete a proporcionar la composición de gas de lasdiferentes corrientes (lxtal, Onel, Manik, Esah, Kuil, Abkatun, Caan, Kanaab,Etkal, Che, Taratunich, Poi, Batab, Och, Uech y Kax) que convergen en el C.P .Abkatun-A2 en Julio 2019, fecha en la cual se tiene programada la operaciónde esta instalación;
16. Deberá ser evaluada y actualizada la propuesta de los Indicadores dedesempeño para cumplimiento, con la finalidad de contar con evidencia deestos, para demostrar el desempeño de los instrumentos de losMecanismos de Medición;
17. El Asignatario deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria / sin prorrateo o balanceo alguno;
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37
1
18. El Asignatario deberá llevar a cabo mensualmente un análisiscromatográfico en laboratorio del Gas Natural producido, así como unanálisis cromatográfico en el Punto de· Medición para la determinación dela calidad, mismo que deberá remitir a la Comisión como lo estipula elartículo 32 de los LTMMH,y
19. El Asignatario deberá reportar, entre otros, el volumen de los Hidrocarburosproducidos, así como los cuantificados en los Puntos de Medición en losformatos establecidos en el Anexo l de los LTMMH.
PEP deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los LTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen.
Así mismo es necesario que PEP cuente con información actualizada sobre los diagnósticos, programas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre del volumen medido estimado sobre el volumen a condiciones de referencia, monitoreo y transmisión de los datos en tiempo real y de cada una de las variables asociadas a los Sistemas de Medición de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal), ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecanismos de Medición y por ende al Sistema de Gestión y Gerencia miento de la Medición.
Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, PEP deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados mediante el presente Dictamen, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados lineamientos.
j) Comercialización de Hidrocarburos
Para el manejo y disposición de los Hidrocarburos, el gas producido por la Asignación se envía al C.P. Abkatún-A, dicho Centro tiene como función principal la de integrar y separar la mezcla de líquido y has proveniente de las plataformas satélites de los campos Abkatún, Caan, Taratunich, Kanaab, Kuil y Manik que convergen a éste.
Una vez que el gas amargo ha pasado de primera etapa, se reciben en la plataforma Abkatún-A Compresión, en donde la corriente llega a los separadores de gas de alta a-fin de eliminar las trazas de humedad del gas amargo; el gas separado es enviado a un cabezal común de 36". El gas descargado por los módulos de compresión pasa por el separador FA-4208 donde se eliminan los condenados de la corriente de gas proveniente de la descarga de los módulos, la corriente de gas libre de condensados sale por la parte superior del recipiente FA-4208, en este punto se dispone de
� flexibilidad operativa para enviar el gas amargo al Centro Operativo Abkatún-Nl,
·
posteriormente e! gas fluye al paquete de medición de la descarga general de módulos de compresión PA-4208; posteriormente se incorpora dicho gas al ¡ / f gasoducto de envio a Abkatún-A/Pol-A/Atasta.
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38
1
Finalmente, el gas asociado de las Asignaciones que se descargan en Abkatún-A Compresión, continúa con la entrega de los Hidrocarburos al Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta·, para posteriormente realizar su distribución, entrega y comercialización entre las subsidiarias del Estado, Pemex Exploración y Producción y Pemex Transformación Industrial.
Por lo que respecta a los Hidrocarburos líquidos, se dispone de una red de recolección que confluye a la batería de Separación del C.P. Abkatún-A. Respecto de la instalación de la nueva plataforma Abkatún-A2, la cual tiene programa de entrar en operaciones en 2019, la producción del campo Abkatún será enviada a esta plataforma después de su puesta en operación y a sus respectivos sistemas de medición, el aceite será desalado, deshidratado y medido, posteriormente será enviado a la TMBD, vía Poi-A para su disposición final a cargo de la Gerencia de Tratamiento y Logística Primaria, Marina Suroeste, o bien, por la flexibilidad operativa con la que se cuenta, se puede enviar toda la producción hacia el C.P. Akal-J para su distribución a través del FPSO YKN bajo las siguientes premisas:
i. En caso de que el crudo ligero del Centro de Proceso Litoral-A no seasuficiente para realizar la mezcla costa afuera;
ii. En caso de que la producción de crudos pesados sea mayor y la producciónde crudo ligero proveniente del Centro de Proceso Litoral-A no cubra elrequerimiento, y
iii. A expreso requerimiento de las áreas encargadas de la operación yresponsables de las ventas de Hidrocarburo a exportación.
k) Programa Aprovechamiento del Cas Natural
El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural (en adelante, PAGNA) de la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún fue aprobado el 20 de junio de 2018 mediante la Resolución CNH.E.37.002/18; en dicha Resolución se solicitó la actualización de los calendarios de actividades de las 70 asignaciones que a la fecha de la Resolución cumplían con la Meta de aprovechamiento de Gas en los términos referidos en el Considerando Sexto fracción II de la Resolución citada, incluida la Asignación A-0001-2M -Campo Abkatún.
Mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2018 de fecha 13 de agosto de 2018, la Comisión recibió la actualización de dicho calendario de actividades. El 12 de noviembre de 2018 mediante oficio 250.718/2018 se emitió respuesta de conocimiento por parte de la Comisión respecto la actualización del calendario de inversiones y acciones para alcanzar la Meta de Aprovechamiento de Gas.
El Asignatario presentó en la modificación al Plan, el PAGNA, el cual fue analizado por esta Comisión y se concluye que la solicitud no considera modificación respecto de dicha actualización, por lo que se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión, por lo anterior, se presenta como referencia el contenido general del PAGNA aprobado por esta Comisión:
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39
El objetivo del Asignatario planteado es el autoconsumo, el uso de gas para bombeo neumático y la transferencia del gas natural asociado, asegurando la capacidad de manejo, disponibilidad y confiabilidad del sistema de recolección, procesamiento y distribución de este en condiciones técnicas y económicamente viables.
En la Tabla 13 y Figura 14 se muestran los pronósticos de producción del gas natural asociado de forma anual para el resto de la vigencia perteneciente a la Asignación.
P• e;, a ,nil cie Cas ¡ '.! \ 1 ,x e) JO,<) 2020 702 '.'022 '.'ü.' 5 .:o:J4 �0,5 20::'G 2027
Producción de gas 1 13.05 10.68 10.3 16.67 16.09 12.89 10.1 7.78 6.4
Gas Adicional 2.26 3.5 9.1 14 12.3 9.7 11.8 12.3 Autoconsumo 0.96 0.79 0.76 1.23 1.19 0.95 0.75 0.58
9.3
0.47 Bombeo Neumático 2.26 3.5 9.1 14 12.3 9,7 11.8 12.3 9.3
Conservación o o o o o o o o o
Transferencia 11.78 9.61 9.15 14.83 14.35 ll.49 8.92 6.81 5.61Gas Natural no Aprovechado 0.31 0.28 0.39 0.61 0.57 0.45 0.44 0.4 0.31
% de aprovechamiento 98 98 98 98 98 98 98 98 98 - - - -- --- -
- -, i 1 ;. 1, •••• !- '_ • . ' 1 ! I ,. : _· -=·) �
Producción de gas 5.36 3 23 3.06 - ...
Gas Adicional 9.4 7.4 5.5 Autoconsu mo 0,4 0.24 0.22
Bombeo Neumático 9.4 7.4 5.5 Conservación o o o
Transferencia 4.67 2.78 2.66
2.91 2.77
5.5 4.7
0.21 0.2
5.5 4.7
o o
2.53 2.41
2.63
4.5
0.19
4.5
o
2.29
� 4
2¿:._ 1 4.5 1 0.18
4.5
Gas Natural no Aprovechado I 0.3 0.21 0.17 0.17 0.15 0.14
o
2.17
0.14 % de aprovechamiento 98 98 98 98 98 98 �
Tabla 13. Porcentajes de aprovechamiento de gas para el Pion.
(Fuente. Comisión con información de PEP)
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90
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100
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-Campo Abkalun -campoCaan -campoEsah
7.4 2.8 0.2 O.O O.O ---º O O.O O.O 1.7 38
� Campo lxtal 42.1 17.5 13.3 7 6 4.7
c:::::::iCarnpoTaratumch 5.5 3.6 2.1 4.5 7.3, 11 7 10.2 8.7 7.4 - Campo Onel 100.0 9-1.7 87 7 76 9 60.9 55.3 50.2 40.1 31 6 25.5 20.8 12 6 8.8 -CampoManik 20 2.1 1.7 13 1.0 • 0.8, m 11. 1.2 1.0 0-1 O.O O.O =CampoKu1I T2u 18.4 15.9 B.O 16 O 1 ;o·o o.o o.o O.O o.o o.o ºº O.O o.o -campo Kanaeb l2.s 2.6 2 6 2 o 1.5 1.2 0.9 0.7 o.o o.o o.o o.o o.o o.o o.o
To1a1 8',i a C.P Abk-A 22.5 28.6 32.3 37.0' 34.0 31.3 32 2 27.9 17.3 17.4 15.4 13.5 13.5 12 7 9.9 i-Abk A Comp. 2 Mód 220 220 220 220 JnoTuo 220 220 220 220 220 220 220 220 220
1- •,¡ Aprovecham,enlo áe 98 98 98 96 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 98 Gas Campo Abkalun
O.O , O.O O.O º·�º·º o.o
7.0 7 O 6.0 220 220:220
98 98 98
Figura 14. Capacidad de manejo de gas de la Asignación.
(Fuente: Comisión con fa información presentada por PEP)
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60
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5.4 O.O
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� l 00 O.O - lO.O O.O o.ohos.o [s.o_220 220
40
30
20
10
o
Para el manejo y aprovechamiento del gas natural asociado de la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún, se dispone de una capacidad de manejo de gas de 220 MMPCD instalada en el C.P. Abkatún-A, de acuerdo al pronóstico de producción de gas de la Asignación y del resto de las Asignaciones que envían su producción, la capacidad instalada es suficiente para el manejo de la producción de gas para el resto de la vigencia de la Asignación.
Composición del Cas Natural Asociado a producir
En cuanto a la composición del gas, PEP presenta datos actualizados. La Tabla 14 N muestra la composición del Gas Natural Asociado representativa de la Asignación.
l Abkatún-H, Abkatún-Centro, Pozo K-101. Pozo91A
Fecha de muestra 18/08/2018 18/08/2018 Contenido de Condensados s/d s/d
Decanos+ 0.0005 0.0007 Etano 12.2565 16.7259 o
E Etileno 0.0000 0.0000 Heptanos 0.0999 0.0980
UI Hexanos 0.3840 0.3449 i-Butano 0.7763 1.0203 e
i-Pentano 0.5312 0.6085 e o Metano 70.2131 62.3223 E n-Butano 2.1557 2.8716 o Nonanos 0.0007 0.0020 u
n-Pentano 0.7245 0.7957 Octanos 0.0087 0.0185
-- -
11 tillll'"'"""" '-~• ,1,n 11 d, th(J''lCl '"''"
41
Propano 6.4197 93548
Subtotal aas hidrocarburo 9.J.5708 94..�63'2
Acido clorhídrico 0.0000 0.0000
Acido sulfhídrico 0.9544 l.5717
Aoua 1.0503 0.3939
Aire 0.0000 0.0000
Cloro 0.0000 0.0000
Dióxido de Azufre 0.0000 0.0000
Dióxido de Carbono 3.5195 3.3414
Helio 0.0000 0.0000
Hidrógeno 0.0000 0.0000
Monóxido de Carbono 0.0000 0.0000
Nitróoeno 0.9050 0.5298
Oxíoeno 0.0000 0.0000
Subtotal aas no hidrocarburo 6.4292 S.8368
Total 100.0000 100.0000
"' Densidad (Kci/m3) 0.9835 1.0652 111 Peso Específico (adim) 0.8012 0.8667
Peso Molecular (g/mol) 23.2040 25.1000
Poder Calorífico (BTU/FT3) 1136.70 1242.30
o Presión !Ko/cm2) 19.6900 16.8776
Temperatura (ªC) 61.5000 38.8000
s/d; sin dato Tabla 14. Análisis de la composición del gas. (Fuente: PEP).
Máxima relación Gas-Aceite a la cual los pozos pueden operar.
La Tabla 15 presenta el valor de Relación Gas Aceite (RGA) máxima, a la cual podrán producir los pozos de la Asignación.
Asignación
Máxima
A-000l-2M-Campo Abkatún 751
Tablo 15. Máxima Relocíón Gas Aceite o la que podrá producir los pozos. (Fuente: Comisión con dato de PEP).
Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la extracción y métricas de evaluación de la modificación al Plan
---------------�-------------�-----
Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación del Plan, a continuación, en la Tabla 16 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción II de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 43, fracción 111 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos:
Característica Tiempo de perforación de un pozo
Metas o parámetros de medición Porcentaje de diferencia del tiempo promedio de
perforación de un pozo con respecto al
programado.
Unidad de medida Porcentaje de desviación
-- - - ----- ----- - -
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¡• •• • , • 42
1
Fórmula o descripción del indicador Desviación = 100• (Tp real - Tp planeado) / Tp
planeado
Frecuencia de medición Al finalizar la reparación del pozo
Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Carac:terística Tiempo de reparaciones en pozo
Metas o parámetros de medición Porcentaje de diferencia del tiempo promedio de
las reparaciones en pozo con respecto al
programado.
Unidad de medida Porcentaje de desviación
Fórmula o descripción del indicador Desviación= 100• (TRPreal -TRP plan) /Tr planeado
Frecuencia de medición Al finalizar la reparación del pozo
Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Tasa de éxito de perforación para los pozos de
desarrollo
Metas o parámetros de medición Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con respecto al número toral de pozos de desarrollo perforados. El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del yacimiento.
Unidad de medida Porcentaje
Fórmula o descripción del indicador TEPD = 100" (pozos de desarrollo exitosos/ total de pozos de desarrollo)
Frecuencia de medición Al finalizar una perforación y prueba de un pozo
Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Tasa de éxito de reparación para los pozos de
desarrollo
Metas o parámetros de medición Número de reparaciones exitosas con respecto al número toral de reparaciones. El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del yacimiento.
Unidad de medida Porcentaje
Fórmula o descripción del indicador TER= 100• (número de reparaciones exitosas/ total de reparaciones)
Frecuencia de medición Al finalizar la reparación de un pozo
Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Carac:terística Perforación de pozo por año
Metas o parámetros de medición Porcentaje de la diferencia entre los pozos perforados en el año respecto a los programados en el año.
Unidad de medida Porcentaje
Fórmula o descripción del indicador PPA = 100" (PPAreal - PPAplan / PPAplan)
Frecuencia de medición Al finalizar la perforación de un pozo
Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Reparaciones mayores por año
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1
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Metas o parámetros de medición Porcentaje de la diferencia entre las reparaciones mayores realizadas en el año respecto a las proqramadas en el año.
Unidad de medida Porcentaje
Fórmula o descripción del indicador RMA = 100* (RMAreal - RMAplan / RMAplan)
Frecuencia de medición Al finalizar la reparación de un pozo
Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Terminación de pozos por año
Metas o parámetros de medición Porcentaje de la diferencia entre los pozos terminados en el año respecto a los programados en el año.
Unidad de medida Porcentaje
Fórmula o descripción del indicador RMA = 100* (TerPreal - TerPplan /TerPplan)
Frecuencia de medición Al finalizar la reparación de un pozo
Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Desarrollo de reservas
Metas o parámetros de medición Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas
Unidad de medida real con respecto al programado Porcentaje
Fórmula o descripción del indicador DDR = 100* (DRreal - DRplan / DRplan)
Frecuencia de medición Al finalizar la reparación de un pozo
Periodo de reporte a la Comisión Trimestral
Característica Producción Porcentaje de desviación de la producción
Metas o parámetros de medición acumulada del campo o yacimiento real con respecto a la planteada en un tiempo determinado
Unidad de medida Porcentaje de desviación
Fórmula o descripción del indicador Desviación= 100* (NPp real- NPp planeado)/ NP planeado
Frecuencia de medición Diaria Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Característica Gasto de operación Metas o parámetros de medición Porcentaje de desviación del gasto de operación
real con respecto al programado en un tiempo determinado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Fórmula o descripción del indicador Desviación = 100* (GO real - GO planeado) / GO
planeado Frecuencia de medición Mensual (Al cierre del mes inmediato anterior a
reportar) Periodo de reporte a la Comisión Mensual (Del mes inmediato anterior al del
periodo a reportar)
Característica Productividad de aceite Metas o parámetros de medición Producción promedio de un pozo o grupo de
pozos entre el total de pozos
-- ------ ---- --
r.nm '"'" ..
l:llrliilll,• .., .. 44
Unidad de medida Porcentaje de desviación Fórmula o descripción del indicador Desviación = 100• (Qo real - Qo planeado) / Qo
planeado Frecuencia de medición Diario Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Característica Productividad de gas
Metas o parámetros de medición Producción promedio de un pozo o grupo de pozos entre el total de pozos
Unidad de medida Porcentaje de desviación Fórmula o descripción del indicador Desviación = 700 • (Qg real - Qg planeado) / Qg
planeado Frecuencia de medición Diario Periodo de reporte a la Comisión Mensual
Característica Factor de recuperación de aceite Metas o parámetros de medición Porcentaje de la diferencia entre el factor de
recuperación real con respecto al planeado en un tiempo determinado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Fórmula o descripción del indicador Desviación = 700 • (Fro real - Fro planeado} / Fro
planeado Frecuencia de medición Trimestral Periodó de reporte a la Comisión Trimestral
Característica Factor de recuperación de gas Metas o parámetros de medición Porcentaje de la diferencia entre el factor de
recuperación real con respecto al planeado en un tiempo determinado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Fórmula o descripción del indicador Desviación = 700 • (Fro real - Fro planeado) / Frg
planeado Frecuencia de medición Trimestral Periodo de reporte a la Comisión Trimestral
Característica Contenido Nacional Metas o parámetros de medición Porcentaje de la diferencia entre el factor de
recuperación real con respecto al planeado en un tiempo determinado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Fórmula o descripción del indicador Desviación = 700 • (CN real - CN planeado) / CN
planeado Frecuencia de medición Anual (Alineado con el reporte anual del Contenido
nacional) Periodo de reporte a la Comisión Anual (Un mes después de entregado el reporte
anual del Contenido Nacional) Característica Aprovechamiento de Cas Metas o parámetros de medición Porcentaje de la diferencia entre el factor de
recuperación real con respecto al planeado en un tiempo determinado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Fórmula o descripción del indicador Desviación = 700 • (Ag real - Ag planeado) /Ag
planeado Frecuencia de medición Mensual (al cierre del mes inmediato anterior a
reportar}
- --- - - ---
_ , .... . ' ,,,.-. '
,. . �
45
1
Periodo de reporte a la Comisión Mensual (del mes inmediato anterior al del periodo a reportar)
Tabla 16. Indicadores de desempeño paro el Plan de Desarrollo paro lo Extracción.
(Fuente: Comisión).
Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en la modificación al Plan, la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa.
Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7, fracciones JI y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22, fracciones XI y XIII de la Ley de los órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario, con el fin de verificar que el proyecto se lleve a cabo, 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 portipo de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en elPlan, como se observa en la Tabf a 17.
Porcentaje Actividad Programadas Ejercidas de
desviación
Perforación s
Terminación s
Duetos 2
Plataformas 2 RMA 1
RME 38
Taponamientos 56
Abandono 21 . . Tabla 17. tnd,codor de desempeño de las act1v1dades e1erc1das .
(Fuente: Comisión).
ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto deerogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan,como se observa en la Tabla 18.
Actividad Sub-Actividad
General
Desarrollo Perforación de pozos
Construcción Instalaciones
General
Construcción Instalaciones
Producción Intervención de pozos
Operación de instalaciones de producción
Duetos
-----
Programa de Erogaciones Indicador
Programa de erogaciones ejercidas
Erogaciones/ (MMusd) (MMUusd)
ejercidas 82.31
209.34
335.29
253.86
223.77
224.12
688.30
57.17
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46
Abandono
Seguridad, Salud y Medio 8.29
Ambiente
Desmantelamiento de 918.31
Instalaciones
Tablo 18. Programo de Inversiones por Sub-actividad Petrolero.
(Fuente: Comisión con datos de PEP).
--
iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incrementode la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito dedichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real deaceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como semuestra en la Tabla 19.
Fluido 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
-Producción de aceite 16.9 152 11.9 9.1 7.1
ro ramada mbd Producción de aceite real (mbd) Porcentaje de desviación Producción de gas programada
13.0 10.7 10.3 16.7 16.l 12.9 10.1 7.8 6.4 mm cd
Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de desviación
Fluido 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Total
Producción de aceite 4.9 2.2 2.1 2.0 1.9 1.8 1.7
40.2
programada {mbdl (mmb) Producción de aceite real (mbd) Porcentaje de desviación Producción de gas
S.4 3.2 3.1 2.9 2.8 2.6 2.S46.2
programada (mmpcd) (mmmpc} Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de desviación
Tablo 19. Indicadores de desempeño de lo producción de aceite y gas en función de la producción reportada.
(Fuente: Comisión con datos del Asignatorio).
l. Sistema de Administración de Ries os
A través del oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0009/2019 recibido en la Comisión el 9 de enero de 2019, la ASEA informó que la Asignación se encuentra amparada en la
A autorización número ASEA-PEM16001C/AI0417, del Sistema de Administración de PEP, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Activo Integral Producción / Bloque AS02-02: ASEA-PEM16001C/AI0417.
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Asimismo, la ASEA informó que PEP deberá cumplir con lo establecido en el RESUELVE TERCERO del oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 del 13 de julio de 2017, mismo que a la letra dice
"TERCERO.- Previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con lo aprobación de la COMISIÓN, la empresa productiva del Estado Subsidiario de Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante lo AGENCIA, la aprobación que la COMISIÓN en si momento le otorgue."
Adicionalmente, PEP deberá ajustarse a lo establecido en el artículo 26 de las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, aplicables a las actividades del Sector hidrocarburos; ingresando ante la ASEA el trámite con homoclave ASEA-00-025 denominado "Aviso por modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado el Sistema de Administración".
Finalmente, PEP deberá dar cumplimiento a los TÉRMINOS Y RESUELVES establecidos en el oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 del 13 de julio de 2017, y en el oficio de modificación ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 del 27 de noviembre de 2017.
La Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación al Plan, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la Normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquéllas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en los Planes aprobados por la Comisión.
11. Pro rama de cum limiento de Contenido Nacional
Mediante oficios 250.838/2018 y 250.371/2019 del 19 de diciembre de 2018 y 8 de julio de 2019, respectivamente, la Comisión solicitó a la Secretaría de Economía emitir opinión sobre el programa de cumplimiento de porcentaje de Contenido Nacional.
Esta Comisión aún no cuenta con la opinión que corresponde emitir, en el ámbito de sus atribuciones, a la Secretaría de Economía sobre dicho programa, motivo por el cual una vez que, en su caso, esa autoridad emita la opinión en sentido favorable, se tendrá por aprobado y formará parte del Plan de Desarrollo para la Extracción.
Lo anterior en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos y tomando en consideración la competencia material de la Secretaría de Economía en materia de Contenido Nacional.
En el supuesto de que la Secretaría de Economía emita una opinión en sentido no favorable a dicho programa, PEP estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción.
Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la solicitud de aprobación de la modificación del Plan de desarrollo para la Extracción
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de Hidrocarburos de la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.
111. Resultado del dictamen técnico-----------�-----,
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6, 7, 8, fracción 11, 11, 20, 40, fracción 11, incisos a) y h) y 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
a} Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país
PEP llevará a cabo un estudio de caracterización del yacimiento Jurásico quepermitirá definir el potencial productor de este yacimiento dentro de laAsignación. En caso de obtener resultados productivos, se esperaría que elAsignatario presente ante la Comisión una nueva modificación al Plan queincluya el desarrollo de dicho yacimiento.
b} Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleocrudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamenteviables
De acuerdo con la estrategia de Extracción y el desarrollo de las actividadesfísicas propuestas por el Asignatario en la modificación al Plan en el periodo2019-2034, se observa consistencia para el incremento de la producción actualen la Asignación, a través de la perforación de pozos de desarrollo, RMA y RM E,contribuyendo a la recuperación de las reservas de 49.S MMbpce en condicioneseconómicamente viables, lo que se traduce en un incremento del Factor deRecuperación de aceite de 43.0 % a 43.9 % y para el gas de 56.4 % a 57.8 % hastala vigencia de la Asignación.
e} Promover el desarrollo de las actividades de Exploración y Extracción deHidrocarburos en beneficio del país
Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignacióndurante la ejecución de la modificación del Plan en el periodo 2019-2034consisten en la perforación y terminación de S pozos de desarrollo, l RMA, 38RME, construcción de duetos y plataformas, así como el taponamiento de lospozos y el Abandono de duetos y el desmantelamiento de la infraestructuramarina. Por lo que se determina que la modificación del Plan promueve el --:;,,-,� desarrollo de las actividades de Extracción, y la información del yacimientopermitirá llevar a cabo un buen esquema de explotación.
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d) La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción deHidrocarburos en beneficio del país
La estrategia de explotación que presenta el Asignatario para los yacimientosde la Asignación A-000l-2M-Campo Abkatún se basa en un plan deadministración de yacimientos sustentado en mejores prácticas, aplicación detecnologías y lecciones aprendidas. La recuperación de Hidrocarburos delcampo Abkatún, en la actualidad se sustenta con la recuperación primaría y eluso de bombeo neumático como sistema artificial de producción.
Para el proceso de producción se analizaron diversas opciones tecnológicas para aplicarse durante el presente Plan, identificando las áreas de especialidad, así como los beneficios esperados. PEP tomará información durante la perforación de los pozos considerados en la modificación al Plan con el fin de tener una mejor caracterización de la zona en la que dichos pozos serán perforados. Asimismo, dará seguimiento periódico a las principales variables que afectan el comportamiento de producción de los pozos, permitiendo ajustar condiciones operativas con el fin de optimizar la producción.
Con base en la información remitida por el Asignatario, la Comisión concluye que las tecnologías a utilizar en el ámbito técnico son adecuadas para realizar las actividades de Extracción de Hidrocarburos en la Asignación, las cuales, contribuirán a maximizar el factor de recuperación, llegando a 44.6 % para el aceite en condiciones económicamente viables.
e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural
Previo a la presentación de la Solicitud, el 20 de junio de 2018, la Comisión aprobóel Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación medianteResolución CNH.E.37.002/18 de fecha 20 de junio de 2018, a la fecha deaprobación la Asignación daba cumplimiento a la MAG.
Sobre el particular, se advierte que el Asignatario presentó en la solicitud de modificación al Plan diversa información relacionada con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, la cual fue analizada por esta Comisión y se llegó a la conclusión que mantiene el cumplimiento del aprovechamiento del gas por arriba del 98 %.
Cabe hacer mención que la Solicitud considera actualizaciones respecto de dicho Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, sin embargo, se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión en la Resolución de referencia.
Sin menos cabo a lo anterior, PEP deberá continuar con cumplimiento de cada una de las obligaciones establecidas en las Disposiciones para dar seguimiento 777
al programa de aprovechamiento.
d,,Jt1. f) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
� fDe 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 A-/://�
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0001-2M- Campo Abkatún 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 y 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, 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 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 PEPpara el Plan, con base en el artículo 43 de los LTMMH, del cual se concluye:
i.
i i.
iii.
iv.
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; Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTM MH 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 250.088/2019 de fecha 12 de marzo de 2019, respectivamente a lo cual mediante oficio 352-A-047 con fecha del 15 de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operador para el Área Contractual correspondiente al Campo A-0001-M- Campo Abkatún, " ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Operador; permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área asociada al Contrato referido, de conformidad con los Lineamientos expedidos por esta Comisión" manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:
7) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, seasegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares
� internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.
I 2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual ofPetroleum Measurement Standards/ del Instituto Americano del
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Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.
3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que loshidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con lascondiciones de mercado o comercia/es, en virtud de las características delos hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado eneste artículo.
4) De conformidad a lo señalado en las fracciones/, Vy VII, del artículo 47 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 II de dichos lineamientos.
5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera preverla incorporación de una metodología de bancos de calidad que permitaimputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las queprovengan.En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos deMedición propuestos por PEP, cumplen con las disposiciones previstas enlos LTMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de losLTMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría a está de acuerdocon los Puntos de Medición propuestos."
b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de Medición ylo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente:
a. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluyeque es viable y adecuada en su implementación para la Asignación;
b. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos deMedida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de losHidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la MediciónOperacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en fasFiguras 16 y 17 del presente dictamen;
c. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a losvalores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en losartículos 28 y 38 de los LTMMH para los Sistemas de Medicióninstalados y a instalar, así como dar aviso de fa entrada en operación delos sistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 de losLTMMH;
d. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y fa mejora continua delos Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de losDiagnósticos presentados por parte de PEP, en términos del artículo ,7742, fracción XI de los LTMMH, y A: e. �n cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el
í': Area de Asignación Campo Abkatún en los Puntos de Medición yconforme a los Mecanismos, PEP deberá realizarla en los términosmanifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollopresentado, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología del
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Séptimo Transitorio ni considerar el Punto de Medición del Anexo 111 de los LTMMH.
La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión, en el Anexo I de los LTMMH, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.
l. Opinión de la modificación al Anexo 2 del Título de
Asi nación
El Término y Condición Quinto del Título de Asignación establece que las actividades de Extracción se llevarán a cabo en los términos que establezca el Plan y el CMT establecido en el Anexo 2 del Título.
En ese sentido, el Anexo 2 indica que las actividades mínimas que debe realizar el Asignatario consisten en la perforación y terminación de 5 pozos y 7 RMA.
Al respecto se advierte que el Plan propuesto por PEP no es coincidente con las actividades establecidas en el mismo, esto debido a que el comportamiento del campo y las condiciones económicas han variado.
A fin de reflejar la realidad de la Asignación, PEP, requiere modificar las actividades que tenía contemplado ejecutar en el Plan vigente.
Con la modificación del Plan, se plantea recuperar la totalidad de la reserva 2P, la cual permanece como reserva remanente al 1 de enero de 2018 es de 40.2 mmb de aceite y 46.2 mmmpcd de gas y se estima a recuperar en el año 2034.
Cabe señalar que el campo Abkatún es un camp.o maduro, el cual inicio su explotación desde 1980 y a la fecha presenta un acuífero activo que continúa soportando el mecanismo de empuje del yacimiento, por lo que resulta complicado reducir o eliminar la presencia en los pozos de producción de agua; aunado a esto, la producción de petróleo ha ido disminuyendo significativamente.
Dado lo anterior, se advierte que resultan técnicamente viables las actividades propuestas por PEP en la modificación al Plan, por las razones expuestas con anterioridad, motivo por el cual la Comisión analizó recomendar a la Secretaría de Energía modificar el Anexo 2 del Título de Asignación a fin de reflejar la realidad que se mantiene en la Asignación ..
Por lo antes expuesto, resulta técnicamente procedente recomendar a la Secretaría de Energía la modificación del Anexo 2 del Título de Asignación, a fin de que sea coincidente con las actividades propuestas por PEP en la modificación del Plan, en los siguientes términos:
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La propuesta se alinea a las Actividades proyectadas en la modificación del Plan en el horizonte 2019-2034 las cuales consisten en la tabla anterior, tomando en consideración lo expuesto acerca de la madurez del campo y que no se pretenden incorporar reservas de Hidrocarburos.
En consecuencia, con fundamento en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16 de su Regiamente se somete a consideración de la Secretaría de Energía la modificación del Anexo 2 del Título de Asignación en los términos referidos con antelación, por lo que el presente deberá surtir los efectos de la opinión a que se refiere la fracción I del artículo 16 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
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11. Recomendaciones
Derivado del análisis técnico realizado a la información presentada por el Asignatario se estima necesario realizar las siguientes recomendaciones:
Continuar con el seguimiento del contacto agua-aceite correspondiente a la Asignación A-000l-2M- Campo Abkatún, lo anterior considerando la producción de agua que se tiene actualmente en la Asignación, para que se puedan tomar medidas oportunas enfocadas a estabilizar el corte de agua.
Realizar las actividades de Abandono de conformidad con los términos y condiciones del Asignación, y las Mejores Prácticas de la Industria, esto incluye el retiro y desmantelamiento de materiales, incluyendo el taponamiento definitivo y Abandono de pozos, desmontaje y retiro de plantas, plataformas, instalaciones, maquinaria y equipos utilizados para la realización de las actividades. Además, buscar y evaluar alternativas que permitan disminuir los costos de dichas actividades (pozos, duetos y plataformas).
Considerando la historia de producción, el volumen remanente, el contacto aguaaceite actual, así como las propiedades de los fluidos y el yacimiento, se recomienda el análisis de procesos de recuperación mejorada con la finalidad de recuperar el aceite remanente contenido en la matriz.
Finalmente, se estima conveniente reiterar que el análisis que deriva en la opinión técnica expuesta en el presente Dictamen se realizó con base en la información que obra en el expediente CN H: 5S.7/3/29/2018 entregada por el Asignatario a la Comisión, durante el proceso de evaluación de la modificación al Plan de la Asignación A-000l-2M-Campo Abkatún.
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Dirección General de Dictámenes de Extracción
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MTRA. BERTHA LEONOR FRIAS CiARCIA Directora General Adjunta
Dirección General de Prospectiva y Evaluación Eco
MTRA. MAR[ AD ELIA BURCUEÑO MERCADO
Directora General
Dirección General de Prospectiva y Evaluación Económica
� INC, MICUEL ANCEL IBARRA RANCEL Director General Adjunto
Dirección General de Dictámenes de Extracción
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INC. EDCAR HER�IVERA Jefe de Departamento
Dirección General de Medición y Comercialización De Producción
ELABORÓ
ENTES SERRANO
Dirección General de Medición y Comercialización De Producción
Directora General
Dirección General de Medición y Comercialización De Producción
lng. Julio C � r Trejo Martínez
Director General d Dictámenes de Extracción
En suplencia por ousencio del Titular de lo Un od Técnico de Extracción con fundamento en el artículo 49 primer párrafo del Reglamento I erno de Jo 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 20, 35, 37 y 42 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de junio de 2019, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0001-2M-Campo Abkatún.
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