-- - - - - --· - - - - - ---- -- . ---· ----- ---~------------------------~--- - . - - . - -· - - - - -·-- --- - - . - - - - - - - - - -- -- -- -- - . - - - -

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

Comisión Nacional de Hidrocarburos

Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil

Dictamen Técnico de la modificación al Plan

de Desarrollo para la Extracción de

Hidrocarburos

Pemex Exploración y Producción

Diciembre 2018

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

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

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

INFORMACIÓN ...................................................................................................................................... 5

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

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

A) CARACTER[STICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LAASIGNACIÓN ................................. 7

B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ............ ........ 9

C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ................................................................. ................... ... ...... 10

D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FISICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ...................................... ............................................................................... ................ ................ 12

E) POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR ..... .................... .................................................. .................................... 16

G) COMPARATIVO DEL CAMPO AYATSIL A NIVEL INTERNACIONAL ................... ............................................................... 22

H) EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................... .............. .......................................... ....... ............................. 24

1) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ..... ........... ................................................. .. 28

A. CRITERIOS Y EVALUACIÓN DE LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ...... ...... .. ............... ............................. ........ ........ . 34

B. SOLICITUD OPINIÓN SECRETARÍA DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO (SHCP) ......................................................... 36

J) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .................... ................................ .......... ..... ..... ............ ............... ..... ............ 39

K) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................... ... ................................ ................. .............. .40

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

MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ................................................ 44

VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS .............................................................................. 53

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL .................................................. 54

VII I. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ......................................................................................... 55

A)

B)

C)

D)

E)

F)

IX.

ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS ...... ............................. 55

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 ............. ............................... 55 777 PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PA[S ................................... ................................. ..... ..... ............ ............. ....................................... ........... 55

LA UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MÁS ADECUADA PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS, EN FUNCIÓN DE LOS RESULTADOS PRODUCTIVOS Y ECONÓMICOS ............ ............................ 55

EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ....................................................................................... 56

MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .... ............ ......................................... .......... 56

RECOMENDACIONES ......................................................................................................................... 59

l. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, PEP o Asignatario), 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 el 5 de enero de 2017. Los datos se muestran en la Tabla 1.

Nombre

Estado y municipio

Área de Asignación

Fecha de emisión del título de Asignación modificado

Vigencia

Tipo de Asignación

Profundidad para extracción

Profundidad para exploración

Yacimientos y/o Campos

Col i ndancias

A-0032-M - Campo Ayatsil

Aguas Territoriales del Golfo de México

87.3 Km2

17-ago-15

20 años a partir del 13 de agosto de 2014

Extracción de hidrocarburos

Cretácico Superior-Medio-Inferior (3,695 -4,636 mvbnm)

N/A

Cretácico Superior (Brechas dolomitizadas) Cretácico Medio - Inferior (Calizas) A-0327-M - Campo Tekel A-0203-2M - Campo Maloob

Tabla 1. Datos Generales Asignación A-0032-M - Campo Ayatsil. (Fuente: PEP)

La Asignación en comento se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas del estado de Campeche a 120 km al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 122 m ., ~ que colinda al este con el campo Maloob y al sur con el campo Tekel. Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se relacionan en la Tabla 2.

"777

X

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

México -200000 o 200000 400000 600000 800000

~ _ _._

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Fig. 1 Ubicación de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil. (Fuente: CNH)

Vértice Longitud Oeste Latitud Norte Vértice Longitud Oeste Latitud Norte 1 92º 23' 00" 19º 41' 30" 19 92º 21' 00" 19º 34' 00" 2 92º 23' 00" 19º 41' 00" 20 92º 21' 00" 19º 33' 30" 3 92º 22' 00" 19º 41' 00" 21 92º 22' 30" 19º 33' 30" 4 92º 22' 00" 19º 40' 30" 22 92º 22' 30" 19º 34' 00" 5 92º 20' 30" 19º 40' 30" 23 92º 23' 00" 19º 34' 00" 6 92º 20' 30" 19º 41 ' 00" 24 92º 23' 00" 19º 36' 00" 7 92º 19' 30" 19º 41 ' 00" 25 92º 22' 30" 19º 36' 00" 8 92º 19' 30" 19º 39' 30" 26 92º 22' 30" 19º 36' 30" 9 92º 20' 00" 19º 39' 30" 27 92º 23' 00" 19º 36' 30" 10 92º 20' 00" 19º 39' 00" 28 92º 23' 00" 19º 37' 30" ?77 11 92º 19' 30" 19º 39' 00" 29 92º 23' 30" 19º 37' 30" 12 92º 19' 30" 19º 38' 30" 30 92º 23' 30" 19º 39' 00" 13 92º 19' 00" 19º 38' 30" 31 92º 22' 30" 19º 39' 00" 14 92º 19' 00" 19º 36' 00" 32 92º 22' 30" 19º 39' 30" 15 92º 19' 30" 19º 36' 00" 33 92º 23' 30" 19º 39' 30" 16 92º 19' 30" 19º 34' 30" 34 92º 23' 30" 19º 40' 00" 17 92º 20' 00" 19º 34' 30" 35 92º 24' 00" 19º 40' 00" 18 92º 20' 00" 19º 34' 00" 36 92º 24' 00" 19º 41 ' 30"

Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices de la Asignación A-0032-M-Campo A~ atsil (Fuente: CNH con información de PEP, 201 8). p (. p ,14/

11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación de la información

El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen de la modificación al Plan de Desarrollo propuesto por PEP, involucró la participación de las siguientes unidades administrativas de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, Dirección General de Medición y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Además, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y la Secretaria 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 del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0113/2018 DICTAMEN MODIFICACIÓN PLAN DE DESARROLLO ASIGNACIÓN A-032-M-CAMPO AYATSIL de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

PEP-DG-SAPEP-GCR-1847-2018

Solicitud de modificación del Plan

1 de Desarrollo

24/08/2018

250.678/2018

Declaratoria de suficiencia de información

30/10/2018

Presentación en Órgano de Gobierno

21/12/2018

250.551/2018

Prevención de información

14/09/2018

250.743/2018

Comparecencia

27/11/2018

PEP-DG-SAPEP-GCR-2099-2018

Atención a la prevención

28/09/2018

PEP-DG-SAPEP-GCR-2668-2018

Atención a observaciones

7/12/2018

hg. 2. C,onolog;a del pmceso de evaluadón, d;c/amen y ,eso/uc;ón (Fuen/e.- CNH) ~

111. 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 II de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos.

La Comisión consideró los principios y criterios en términos de los artículos 7 y 8 de los "Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (en adelante, Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo. Al respecto, se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, IV, VI y VII , 8, fracción 11, incisos a), b), c), d), e), f), g), h), 40, fracción 11, incisos a), b), e) 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 II 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), b), e) y h), así como 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.

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) Presentó un comparativo entre el Plan aprobado y el proyecto de Plan con las modificaciones propuestas.

b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de la modificación 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. f) Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del Anexo II de los

Lineamientos.

Análisis y 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-0032-M-Campo Ayatsil se muestran en la Tabla 3.

Características generales

Área 3P (km2)

Año de descubrimiento

Fecha de inicio de explotación

Profundidad promedio (mvbnm)

Tirante de Agua promedio (m)

Pozos (1)

Número y tipo de pozos perforados

Productores

Aceite

Fluyentes

SAP

-BN

-BEC

Cerrados

-Con posibilidades de explotación

-Sin posibilidades de explotación

Gas y condensado

Gas húmedo

Gas seco

Definitivos

Temporales

Inyectores

Taponados

Letrina

Total

Tipo de sistemas artificiales de producción

Era, período y época

Cuenca

Play

Régimen tectónico

Ambiente de depósito

Litología almacén

Marco Geológico

Propiedades petrofisicas

□

Yacimiento Cretácico (KS, KM y KI)

63

2007

2015

3,823

122

13 (2 verticales, 11 tipo "J") + 1 pre­perforado(2l)

Total de productores 10

7

o 7

o 7

3

3

o o o o

Total de inyectores O

Total de taponados 3

1 (3)

2 (4)

Total de pozos letrina O

Total de pozos 13

Bombeo Electrocentrífugo

Mesozoico/ Cretácico/ Superior, Medio e Inferior

Sureste Marino (Pilar de Reforma-Akal)

KS, KM y KI

Compresiona!

Brechas de Pie de Talud, Calizas de Cuenca

Brecha sedimentaria, Calizas y Dolomías Fracturadas

Mineralogía(5l

Saturaciones(6l

(Especificar tipo de saturación como inicial, irreductible, de agua, gas, aceite, etc.)

Porosidad y tipo(6)

Permeabilidad (mD)

(Especificar tipo como absoluta, vertical, horizontal, etc.)

Espesor bruto promedio (m)(6l

Espesor neto promedio (m)(6l

Relación neto/bruto(6)

Propiedades de los fluidos

Tipo de hidrocarburos

Densidad del aceite a condiciones de Pb y Ty(7l (g/cm3)

Densidad API a condiciones de superficie(8)

Viscosidad (cp) a condiciones de Pb y Ty(7l

Viscosidad (cp) a condiciones de superficie (105 ºC a 115 ºC)(9)

Relación gas - aceite inicial / actual (m3/m3)

Bo inicial / actual (m31m3)Pºl

Calidad y contenido de azufre(%)

Contenido H2S (%mol} Gas

Contenido CO2 (%mol) Gas

Contenido N2 (%mol} Gas

Presión de saturación o rocío {kg/cm2)

Factor de conversión del gas (b/Mpc)

Poder calorífico del gas neto (BTU/pc)

Temperatura (ºC) a 3,800 mvbnm

Presión inicial (kg/cm2) a 3,800 mvbnm

Presión actual (kg/cm2)

Propiedades del yacimiento

KS: 66-81 % Dolomía, 7-15 % Caliza, 2-3 % Lutita

KM: 44.4% Dolomía, 42% Caliza, 5.1 % Lutita

KI : 9.8% Dolomía, 80.8% Caliza, 5.5% Lutita

KS:10-44% KM : 23-30% KI: 45-50%

Sw irreductible

KS: 5.3-12% PHIET (efectiva total} KM: 5-6.7% PHIET (efectiva total) KI: 3-5.2% PHIET (efectiva total)

3,130-13,600

absoluta

KS: 160-250 m KM: 25-45 m KI : 15-25 m

KS: 130-200 m KM: 20-25 m KI : 7-10 m

KS: 38-92% KM: 35-75% KI : 20-40%

Aceite negro

0.89

9.9 a 11.5

28.7

261 .6 a 175.4

21 .7 / 21 .7

1 .116 / 1 .122

Sin descripción

21 .0

16.2

5.4

55.05

0.128

1,020.3

129

235.6 @ marzo 2007

194.9@abril2~ _ ¡2...c

,. ~ dYl

~~

Mecanismos de empuje principal y secundario

Métodos de recuperación secundaria

Métodos de recuperación mejorada

Gastos actuales

Gastos máximos y fecha de observación

Corte de agua

1. Datos referidos al 31 de mayo de 2018.

Extracción (1)

2. Pozo Ayatsll-261 pre perforado hasta Paleoceno Inferior (3,984 md). 3. Pozo Ayatsll-107DES taponado por accidente mecánico. 4. Pozos Ayatsil-283 y Ayatsil-DL 1 taponados temporalmente con posibilidades de explotación. 5. Valores obtenidos de las evaluaciones petrofisicas de pozos con información petrofíslca. 6. Valores obtenidos del modelo estático (certificado al 1 de enero de 2018). 7. Valores obtenidos del análisis PVT representalívo del pozo Ayatsíl-DL 1 del 01 de junio de 2008.

Expansión roca-fluido

En proceso de estudiar su aplicación

En proceso de estudiar su aplicación

39.7 Mbd

45.1 Mbd

(ago-2017)

0.002

8. Rango de valores estables en periodos de producción de los pozos del campo Ayatsll de acuerdo a los reportes de calidad. 9. Valores obtenidos del análisis de viscosidad del pozo Ayatsll-DL 1 del 01 de junio de 2008 y las reglas de mezclado de "Shu, W.R. (1984) A Viscoslty Correlalíon for Mixtures of Heavy Oil , Bitumen and Petroleum Fraclíons. SPE 11280" en un rango de temperatura de bajante de los pozos de 105 a 115 •c y presión de 1.0332 kg/cm2. 1 O. Boí corregido con lc1 prueba de separador perteneciente al PVT del pozo Ayatsíl-DL 1.

Tabla 3. Propiedades de los yacimientos que integran la Asignación A-0032-M - Campo Ayatsil. (Fuente: PEP, datos presentados en la solicitud de modificación al Plan en agosto de 2018)

b) Motivo y Justificación de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción

PEP presenta la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, con corte de actividad al año 2017 y la modificación propuesta inicia en el año 2018. Es necesario mencionar que PEP observa potencial de recuperación de hidrocarburos, más allá del límite de la vigencia de la Asignación (año 2034), siendo su objetivo, la recuperación de la totalidad de la reserva 2P.

En el Plan vigente, se le autorizó a PEP realizar 19 perforaciones en el horizonte 2015-2030. La actividad real en la Asignación en el periodo 2015-2017 fue: 9 pozos perforados, el pozo Ayatsil-261 inició y suspendió perforación en el año 2016, no se contabiliza como meta física real ya que se encuentra pendientes etapas de perforación y se considera como meta física futura), 8 terminaciones, 2 reparaciones mayores (en adelante, RMA) para la recuperación de pozos exploratorios. Cabe mencionar que las RMA fueron metas físicas consideradas en el año 2014, por lo que no fueron consideradas metas físicas en el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente.

PEP señala que se adquirió sísmica en el año 2004 con lo cual se redefinieron y detallaron límites laterales y geometría estructural del yacimiento en el año 2015. Por otro lado, con nuevos datos petrofísicos, actualizaciones en los modelos estático y dinámico, y la perforación de pozos, se logró incrementar e incorporar reservas.

Para continuar con el desarrollo del campo y se proponen actividades de perforación, terminación, RMA y reparaciones menores (en adelante, RME), toma de información, así como la construcción de infraestructura nueva, con lo que se sobrepasaría el compromiso mínimo de trabajo establecido en el título de Asignación.

Con base en el artículo 40 de los Lineamientos, el Plan de Desarrollo de la Asignación del Campo Ayats il se modifica debido a:

- -----------· -- ------------------------------- - - - - - - - ---- - - - - ---·----· - ------------- ------ --------------------------------------

• Modificaciones en el alcance del plan por cambio en la estrategia de extracción en los yacimientos. Derivado de los estudios de caracterización del yacimiento, el Asignatario requiere actualizar la estrategia la cual consiste en incrementar la actividad física para recuperar la totalidad de la reserva cuantificada 2P, por lo cual el alcance de la modificación presentada incluye 33 perforaciones, 33 terminaciones, 1 O RMA, acondicionar pozos con Sistema Artificial de Producción (en adelante, SAP) de tipo Bombeo Electrocentrífugo (en adelante, BEC).

• Avance en las operaciones y el cambio en la cuantificación de las reservas. En las reservas remanentes de aceite y gas al 1 de enero de 2013 del campo Ayatsil, documentadas en el Plan vigente, las reservas 2P eran 555.9 MMb de aceite y 56.9 MMMpc de gas. En la solicitud de modificación al Plan, las reservas 2P certificadas del periodo 2015-2018 son 1,041.5 MMb de aceite y 119.9 MMMpc de gas. Lo anterior derivada de la adquisición sísmica en el año 2004 con lo cual se redefinieron y detallaron lo límites laterales y geometría estructural del yacimiento en el año 2015. Adicionalmente, con nuevos datos petrofísicos, actualizaciones en los modelos estático y dinámico, y la perforación de pozos, con lo que se logró incrementar e incorporar reservas.

• Variaciones en el avance físico-presupuesta! del Plan aprobado. El Plan de Desarrollo vigente para la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil, el periodo 2015-2017 contemplaba la realización de 17 perforaciones y 17 terminaciones, mientras que la actividad real realizada fue: 9 perforaciones, 8 terminaciones y 2 RMA (metas físicas consideradas en el año 2014, por lo que no fueron consideradas metas físicas en el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente). En la solicitud de modificación al Plan, el Asignatario pretende realizar 33 perforaciones adicionales, 33 terminaciones, 11 RMA (1 O hasta el año 2034, 1 en el 2035), y 1,498 RME (837 hasta el año 2034, 667 hasta en el periodo 2035-2051) las cuales consistirán en limpiezas, reconversiones sistema BEC y estimulaciones. Por lo que estima un incremento acelerado en el avance físico-presupuesta! del Plan vigente.

• Variación en el monto de inversión El Plan de Desarrollo vigente para la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil, en el periodo 2015-2030 (En virtud de que el total de inversión a erogar en el Plan vigente llega a 2030, el comparativo se realiza considerando inversiones hasta tal año) contemplaba una inversión de 3,945.04 MMusd; PEP ejerció 1,359.37 MMusd en el periodo 2015-2017. En la modificación al Plan, se pretende realizar una inversión de 4,092.28 MMusd en el periodo 2018-2030, lo cual representa un incremento del 38.19 %.

e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

Las Figuras 3 y 4, muestran la evolución de las reservas de aceite y gas para las diferentes categorías (Probadas, probables y posibles).

Con relación al incremento de reservas observado en el año 2017, PEP menciona que "Acorde a las cifras históricas de reservas certificadas del periodo 2015 al 2017, los volúmenes originales de aceite y gas, así como reservas han presentado un incremento debido a los resultados obtenidos de los pozos de desarrollo Ayatsi/-127, Ayatsil-157, Ayatsil-283, Ayatsil-179, Ayatsil-119 y con la reinterpretación del cubo sísmico Ayatsil 30 WAZ en profundidad (PSDM); así como a la determinación de continuidad de buenas propiedades roca-fluido en la formación, alta permeabilidad, disminución de la viscosidad del aceite asociada a una alta temperatura y comportamiento de presión-producción análogo al campo cretácíco Maloob y Zaap."

G

777

1600

1400

1200

1000 .D E 800 E

600

400

200

o 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

■ PROBADAS ■ PROBABLES POSIBLES

Fig.3. Evolución de las reservas de aceite de la Asignación en el periodo 2007-2018. (Fuente: CNH)

Para el año 2018, en las Figuras 3 y 4 se observa una disminución de las reservas. PEP documenta lo siguiente: "La disminución de los volúmenes originales certificados en el periodo 2017 al 2018 para la Asignación, se debe principalmente a la reinterpretación del cubo sísmico Ayatsil 30 WAZ en tiempo convertida a profundidad (PSTM); así como los resultados obtenidos del pozo de desarrollo Ayatsil-161; como consecuencia las reservas certificadas también presentaron una reducción."

200

180

160

140

u 120 a. E 100 E E 80

60

40

20

o 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20lf? 2017 2018

■ PROBADAS PROBABLES POSIBLES

Fig.4. Evolución de las reservas de gas de la Asignación en el periodo 2007-2018. (Fuente: CNH)

Las Tablas 4, 5 y 6, muestran los valores de volúmenes y reserva de la Asignación presentadas por PEP, las cifras oficiales a 1 de enero del 2018 y la diferencia entre ambas, respectivamente. De la información de las Tablas mencionadas, se observa que entres los valores del Asignatario y oficiales, son congruentes.

¡? y~~<

Volumen Factor de Producción recuperación Reserva Remanente original

final Acumulada

Año Gas Categoría Aceite Aceite Aceite Gas Condensado PCE Aceite Gas

MMb natural %

Gas¾ de MMb MMMpc MMb MMb MMb MMMpc MMMpc reserva

18.2 20.0 1P 610.1 69.6 0.5 624.5

2018 3,737.9 388.3 30.6 33.9 2P 1,041.5 119.9 0.8 1,066.4 22.3 2.5

36.7 40.8 3P 1,350.7 156.0 1.1 1,383.1

Tabla 4. Cifras presentadas por el Asignatario

Factor de Producción Volumen original recuperación Reserva Remanente

final Acumulada

Año Gas Categoría

Aceite Aceite Aceite Gas Condensado PCE Aceite Gas MMb

natural %

Gas¾ de MMb MMMpc MMb MMb MMb MMMpc MMMpc reserva

18.19 19.99 1P 610.06 69.64 0.47 624.52

2018 3737,90 388.26 30.60 33.92 2P 1041 .49 119.94 0.81 1066.39 22.31 2.54

36.73 40.83 3P 1350.67 155.99 1.05 1383.06

Tabla 5. Cifras Oficiales al 1 de enero de 2018

Factor de Producción Volumen original recuperación Reserva Remanente Acumulada

final Año

Gas Categoría Aceite Aceite Aceite Gas Condensado PCE Aceite Gas MMb

natural %

Gas¾ de MMb MMMpc MMb MMb MMb MMMpc MMMpc reserva

-0 ,01 -0.01 1P -0.04 0.04 -0.03 0.02

2018 0.00 -0.04 0.00 0.02 2P -0.01 0.04 0.01 -0.01 0.01 0.04

0.03 0.03 3P -0.03 -0.01 -0.05 -0.04

Tabla 6. Variaciones den cifras de la propuesta de Modificación del Plan con respecto a cifras Oficiales al 1 de enero de 2018

d) Comparativo de la actividad física del Plan vigente contra la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo "7 -7~"1"

El Plan de Desarrollo vigente, estable como compromiso mínimo de trabajo en el periodo 2015-2030, 19 perforaciones y terminaciones, con una inversión de 3,257.9 MMusd, para recuperar 301 MMb de petróleo y 34. 7 MMMpc de gas. Al corte del 2017, contemplaba 17 perforaciones y terminaciones. Cabe mencionar que, en diciembre del 2013, el campo Ayats il no se encontraba en producción, solo se contaba con dos pozos exploratorios (Ayatsil-1 y Ayatsil-1DL) perforados y terminados durante el periodo 2007-2008 con

taponamiento temporal. No se tenia factor de recuperación. X ~ ?e ')"l

<~

G

----------------------------- --- ----- ---- --~------------ ----

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

En la solicitud de modificación al Plan, el Asignatario pretende realizar 33 perforaciones adicionales, 33 terminaciones, 11 RMA (1 O hasta el año 2034, 1 en el 2035), y 1,498 RME (837 hasta el año 2034, 667 hasta en el periodo 2035-2051) las cuales consistirán en limpiezas, reconversiones sistema BEC y estimulaciones. La producción acumulada para el nuevo plan es 618.2 MMb de aceite y 70.7 MMMpc de gas, observando un potencial hasta el año 2057 para recuperar la reserva 2P. El nuevo Plan pretende iniciar actividades de taponamiento a partir del año 2055 y actividades de abandono (inertización y desmantelamiento de duetos, así como el abandono de estructuras) a partir del año 2056.

PEP observa potencial para producir hidrocarburos más allá de límite de la vigencia con la finalidad de recuperar la reserva 2P. En el plan nuevo proyecta una inversión y un gasto de operación al límite económico (asociado a la rentabilidad del proyecto) de 32,393.6 MM pesos, que permitiría recuperar para el período 2018-2060 un volumen de 1,041.5 MMb de aceite y 119.9 MMMpc de gas hidrocarburo, recuperando así las reservas cuantificadas 2P.

En la Tabla 7 se presenta un comparativo de la actividad física aprobada en el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, la actividad física realizada por el Asignatario a 2017 y la actividad física propuesta por PEP a realizar en la presente solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo.

Perforación

Reparación mayor

Reparación menor

Duetos

Infraestructura

Reserva (2P)

Volumen de aceite a extraer

Volumen de gas a extraer

Inversión

Gasto de operación

número

MMb

MMMpc

MMusd

Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

19

o

6

555_9(l)

301

34.7

3,257.9

26,877.03

o

1041.4912)

22.31

2.54

1,308.814)

0.3(4 )

1. La reserva del Plan Aprobado son las reservas certificadas al 1 º de enero de 2014. 2. La reserva real corresponde a las reservas certificadas al 1 º de enero de 2017

N/A

278.69

32.16

2,007.01

14,568.9515)

10

837

5

1

618.213)

618.2

70.7

4,675.7

14,568.95

3. La reserva remanente certificadas del Plan Propuesto corresponde a la reserva 2P certificadas al 1º de enero de 2018. 4. La inversión y gasto de operación real son en MMusd @2018 utilizando paridad de 18.7 pesos/usd. 5. En su solicitud, el Asígnatario reportó un gasto de 342.31 MMUSD por concepto de "Reserva Laboral", dicho monto no se consideró en la descripción del Programa de Inversiones presentada en esta sección

Tabla 7. Comparativo de actividad física entre Planes. (Fuente: Comisión con datos de PEP)

La comparación de avance para el periodo comprendido de 2015 a agosto de 2018 para la actividad física y para el periodo comprendido de 2015 a agosto de 2018 para la inversión y gastos de operación, entre lo real ejecutado por Pemex y lo contemplado en el Plan vigente para la Asignación A-0032-M- Campo Ayatsil, se muestra en la Tabla siguiente (Tabla 8).

'..! Año. ~:;J:,i.' Qo (mbd) ~ ;4'.lfQg (mmpcd)'iJMitl.perf~r~.~Te. rm.~ .. ;~;tR. MA_ ~ ,,!...--. "':": .. •.1.¡' •. ~;.· -- -.,¿. r-~•"::- _, ,-r,• ~ .. _ ff:~~i---- ..... ,·~·i:WfJ ..... :;,i_.._ ... ~~~m:a.:: ·1·,4¿·;~rr1~i.-.~ (número) (número) (número)' '

2015

2016

2017

2018

Plan Real1 Plan Real1 Plan Real Plan Real Plan Real Plan• Real**

22.9 3.6 3.3 0.4 4 4 4 1 o 1 578.14 494.8

55.8 19.7 7.0 1.2 8 2 8 3 o 1 364.07 640.1

84.6 37.7 9.9 2.5 5 3 5 4 o o 308.68 165.9

86.0 44.0 9.8 2.6 2 4 2 3 o o 302.14 128.7

Tabla 1. Comparación de avance entre el Plan vigente vs real ejecutado, en la As1gnac1ón A-0032. •inversiones del Plan vigente referidos a pesos@2018 (TC 18.7 $/usd). •Factor de inflación: 2015, 2016, 2017 y 2018 es de 1.1547 .. Inversiones de lo real ejecutado a pesos@2018 (TC 18.7 $/usd) ••Factor de inflación: 2015 - 1.1167

2016 - 1.0826 2017-1 .0479

Plan• ReaI••

615.00 O.O

1,494.01 o.o 2,267.90 0.3

2,299.03 0.2

Tabla 8. Comparación de avance entre el Plan vigente vs. real ejecutado, en la A-0032-M-Campo Ayatsil.

(Fuente: Comisión con datos de PEP)

En las Figuras 5 y 6 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de producción de aceite y gas, producción acumulada del Plan de Desarrollo vigente, cifras reales a agosto de 2018 y la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo de la Asignación.

140

120

100

f 80

~ 8 60

40

20

o U')

o N

,-. a, ~

o o N o

N N N

Fin Vigencia Asignación

M U') .... a, ;;; M U') .... a, ;¡: M U') ,-. N N N N M M M M .., g g o o o o o o o o o o o N N N N N N N N N N N N N

- Qo Histórico Plan Nuevo - Plan Aprobado (Ronda cero)

Fig.5. Perfiles de producción asociadas del Campo Ayatsil. (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

G

Límite económico

1

/

18

15

12

'o" u c. ::¡;; 9 ~ 0'I o

6

3

o 1/) ,.._ en ,;; ;; ;; ;; o N N N N

Fin Vigencia Asignación

"' 1/) ,.._ en ;;; "' 1/) ,.._ en "' 1/) ,.._ en N N N N "' "' "' "' g g ..,. ..,. g o o o o o o o o o o o N N N N N N N N N N N N N N

- ag Histórico Plan Nuevo - Plan aprobado (Ronda cero)

Fig. 6. Perfiles de producción asociadas del Campo Ayatsil. (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

~ o N

"' 1/) o N

Limite económico

1/) 1/) o N

,.._ 1/)

o N

en 1/) o N

En lo que se refiere a la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, se estima la recuperación de un volumen de 1,041 .5 MMb de aceite, y 119.9 MMMpc de gas hidrocarburo lo que equivale a 1,066.4 MMbpce de petróleo crudo equivalente para el periodo comprendido hasta el límite económico, sin embargo, la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil tiene vigencia hasta agosto de 2034. Considerando el periodo a la vigencia de la Asignación, PEP estima recuperar un volumen de 607.2 MMb de aceite y 70.7 MMMpc de gas hidrocarburo, que en petróleo crudo equivalente corresponde a 632.9 MMbpce. Es conveniente resaltar que, de no realizar la conclusión de toda actividad de extracción hasta el límite económico, no será posible desarrollar el total de sus reservas 2P cuantificadas, al no concluir la explotación en el yacimiento Cretácico.

De acuerdo con el Título de Asignación, la vigencia de 20 años contados a partir del 13 de agosto del 2014, fecha en que se otorgó la Asignación A-0032 - Campo Ayatsil , podrá prorrogarse hasta en dos ocasiones por un perdido adicional de hasta cinco años cada uno. Derivado de lo anterior, se prevé que PEP, en caso de que le sean otorgados los dos plazos adicionales, podría ejecutar la totalidad de la actividad física propuesta para estar en posibilidad de desarrollar la reserva 2P.

Respecto a la producción acumulada, en la Tabla 9 se observa un incremento de 307.2 MMb de aceite y 36 MMMpc de gas respecto al Plan vigente, lo que significaría duplicar el volumen de hidrocarburos a recuperar en beneficio del Estado, comparado con lo que se tiene actualmente aprobado en el mismo periodo de tiempo con el Plan vigente. 7 -?'?

• Plan Producción acumulada· Producción acumulada · . (MMb) ; . · ·. -11(MMMpc) . • J • , • • ¡ , ., • • ;J·r ... - 1,_•, 1,

Np Histórico a 2018

Np a la vigencia de la Asignación (año 2034) Plan vigente RO

Np a la vigencia de la Asignación (año 2034) Plan Modificado

22.3

301

618.2

2.5

34.7

70.7

---------- ---------------- - ·------------- ----~ -------- -------------------------- ---- ------- ---- ---·-- -------------- -- - + ----- --------------------~------------------

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

Np reserva 2P Plan Modificado 1,041 .5

Tabla 9. Comparativa de producción acumulada (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

e) Pozos perforados y pozos a perforar

119.9

En la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil se tienen 13 pozos perforados (2 verticales, 11 tipo " J",), de los cuales 13 actualmente son productores con sistema BEC, 3 adicionales se encuentran cerrados con posibilidades de explotación, 3 más taponados (1 definitivo, 2 temporales). Del total de pozos perforados, 2 tienen carácter exploratorio y 11 de desarrollo, todos productores de la formación Cretácico Superior (KS).

En la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo de la Asignación A-0032-M- Campo Ayatsil, se considera la continuidad de operación de los pozos actualmente productores y la perforación de 33 pozos adicionales a los ya realizados en el horizonte 2015-2017, para un total de 42 pozos para desarrollar la reserva 2P del Campo Ayatsil. La actividad de perforación terminará en el año 2024.

PEP, presentó la solicitud de modificación al Plan en agosto del 2018, con corte de actividades físicas a diciembre del 2017. Al presentar la solicitud de modificación, PEP manifestó lo siguiente: "Actualmente se encuentran en perforación los pozos Ayatsil-107 ADES y Ayatsil-132DES, ambos con objetivo productor en yacimiento Cretácico Superior dentro de la Asignación, con fecha de programa de terminación en julio y agosto de 2018 respectivamente, también están programados para perforarse este año los pozos Ayatsil-197DES, Ayatsil-208DES, Ayatsil-131DES y Ayatsil-155DES, por lo que estos pozos forman parte de la contabilidad total de las metas físicas del año 2018, resultando en un total de 17 pozos de desarrollo y 2 pozos exploratorios. "

Por lo anteriormente expuesto, es necesario aclarar que, durante el año 2018, existen pozos que fueron perforados y puestos en producción. Tal es el caso de los pozos, Ayatsil-152, Ayatsil-132, Ayatsil-107A y Ayatsil-197. Derivado de lo anterior, los pozos mencionados forman parte de la actividad física a desarrollar dentro de la solicitud de modificación al Plan, que como se mencionó en el párrafo anterior, tiene como consideración el mes de enero del 2018 como inicio.

Con relación a las trayectorias utilizadas en los pozos perforados en Asignación A-0203-2M- Campo Ayatsil son tres las trayectorias usadas: vertical en los pozos exploratorios, Tijo J (ángulo menor a 55º), y altamente inclinados (ángulo mayor a 55º). Para los pozos a perforar se contempla utilizar trayectorias tipo J y altamente inclinado. La Figura 7 muestra gráficamente las trayectorias para los pozos propue tos.

------------------ -------------- - -------------------------------- -- - -- - - - ------ -- . - - --·--- -------------- - -·------ - ---- -------------------------------------------------------------------------------------------------

-"' a e!; 212H "~..-4..,.;.,~\

~ J 2ll

l sH~~+tr-i--±l±i.-i:#-\

Altamente Inclinado

- ~ o • 25 850 ms 1100 212S .. TI ... .a» 1 m .. ffl DII tm ~s...111tt1t1 ,8$01'ffl~ ._.....,-.. n,:• flllalll

Figura 7. Sección de planes direccionales Tipo. (Fuente: PEP)

El Asignatario manifiesta que las opciones de pozos tipo S y horizontales fueron descartados debido a la presencia de zonas de presión anormal, de pérdida de fluidos, lo cual conlleva una alta complejidad para la construcción de pozos.

f) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

Actualmente la Asignación A-0032-M- Campo Ayatsil produce de hidrocarburos del yacimiento Cretácico.

• Alternativas de desarrollo evaluadas

Con el objetivo de proponer la mejor alternativa para la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo, el Asignatario planteó tres que se describen en la Tabla 1 O, las cuales están enfocadas a la recuperación de la Reserva 2P.

Actividades físicas (RMA)1

Producción aceite (MMb)2 Producción gas (MMMpc)2

Volumen de PCE a recuperar (MMbpce)3

Factor de recuperación final de aceite (%) Gastos de Operación (MMusd)

Inversiones (MMusd)

Tecnologías

Indicadores económicos

11 1,041.5 119.9

1,066.4 30.6

25,097.4 6,566.8

Bombeo Electro centrífugo.

Bombeo Multifásico

Acondicionamiento de los fluidos producidos

Mezcladores en superficie

Sensores de fondo.

G

10 11 1,041.5 1,041.5 119.9 119.9

1,066.4 1,066.4

30.6 30.6 25,091.7 25,096.6 6,234.3 7,384.7

Bombeo Electro Bombeo Electro centrífugo centrífugo.

Bombeo Multifásico Bombeo Multifásico

Acondicionamiento de Acondicionamiento de los fluidos producidos los fluidos producidos

Mezcladores en Mezcladores en superficie superficie

Sensores de fondo. Sensores de fondo.

~~ fr ,¡zc__

-,/

77--:,,

rf11

VPN Al (MMusd) 16,736.1 14,799.0 16,836.5 VPN DI (MMusd) 3,733.1 3,217.0 3,598.4

VPI (MMusd) 3,335.5 3,055.3 3,601.3 VPN/VPI Al (usd/usd) 5.0 4.8 4.7 VPN/VPI DI (usd/usd) 1.1 1.1 1.0

1. Contempla la recuperación de un pozo taponado y la reentrada de pozos (ventana) 2. Volumen por recuperar con la alternativa propuesta 3. Reserva en PCE a recuperar con la altemativa propuesta.

Tabla 10. Descripción de las alternativas presentadas por PEP. (Fuente: Comisión con datos de PEP)

La Tabla 11 muestra información que PEP pretende adquirir información que le permita actualizar los análisis y estudios de yacimientos que le permitan disminuir los riesgos asociados a la actividad e incrementar la certidumbre en la extracción de hidrocarburos

Tipo de información Descripción

Básicos: rayos gamma, resistivos, litodensidad-neutrón y espectroscopia 32 registros básicos y de rayos gamma. especiales Especiales: Sónico dipolar, imágenes, microresistivas, resonancia

magnética y dieléctrico.

32 registros LWD en Para las correlaciones y los asentamientos de las tuberías de revestimiento. Estos registros incluyen rayos gamma (incluyendo rayos

tiempo real gamma en la barrena), sónico y resistivos.

32 registros de Obtener parámetros de perforación en tiempo real, análisis de fluidos, detección y cromatografía de gases.

hidrocarburos y muestreo Las muestras de canal se utilizan para descripciones litológicas y

de canal paleontológicas con microscopio estereoscópico y petrográfico.

7 registros VSP y/o Check Para la calibración de la sísmica en las zonas de los pozos programados.

Shot

32 núcleos Se cortará 1 núcleo de 5 m en el Cretácico para cada pozo programado, con el fin de calibrar los parámetros petrofísicos del yacimiento.

La realización de una prueba Fall-Off involucra cerrar el pozo después de un periodo de inyección a gasto constante y medir el decremento de la

28 pruebas Fall-Off presión resultante en función del tiempo. Los datos de presión tomados inmediatamente antes y durante el periodo de cierre son analizados como datos de incremento de presión.

Para la caracterización de los fluidos del yacimiento del Cretácico, del campo Ayatsil , se considera la toma de muestras de fluidos

14 toma de muestras PVT representativos a pozos para su Análisis PVT, los cuales sirven para determinar la composición, el comportamiento de fase y las propiedades de los fluidos, ayudándonos al entendimiento del comportamiento del yacimiento en sus diferentes etapas de explotación.

16 pozos con sensores de Mediante la instalación de sensores permanentes de presión y temperatura en fondo de pozo es posible dar seguimiento al

fondo permanentes comportamiento dinámico del yacimiento.

Tabla 11. Toma de información requerida para el desarrollo del campo Ayatsil. (Fuente: Comisión con datos de PEP)

Adic ionalmente a la toma de información de la Tabla 11 , PEP pretende realizar los siguien~ tu-dios de

caractedzación estática: ~ ~ r{il ("<

GJ ,

• Levantamiento sísmico y procesamiento de datos (abril-septiembre 2020) • Estudios de caracterización estática Uulio 2019-julio 2031} • Unión de cubo Ayatsil-3D WAZ con KMZ 3D4C (marzo-julio 2019) • Estudios básicos y especiales de núcleos Uulio 2019-julio 2024) • Extracción de atributos sísmicos Uulio 2020-novimebre 2020) • Estudio diagenético en el campo Ayatsil (agosto 2022-diciembre 2022)

Alternativa 1 Para desarrollar la totalidad de la reserva 2P, considera 42 pozos con BEC, distribuidos en 4 plataformas (PP-Ayatsil-A, PP-Ayatsil-B, PP-Ayatsil-C y PP-Ayatsil-D}, 1,492 RME (503 reconversiones a BEC, 504 limpiezas, 491 estimulaciones), 11 RMA, la operación de 5 oleoductos para suministro de Crudo Ligero Marino (CLM} hacia las 4 plataformas para dilución del crudo pesado y 8 oleogasoductos para el transporte de la mezcla de aceite y gas hacia infraestructura existente.

Alternativa 2 Para desarrollar la totalidad de la reserva 2P, considera 35 pozos con BEC, distribuidos en 4 plataformas (PP-Ayatsil-A, PP-Ayatsil-B, PP-Ayatsil-C y PP-Ayatsil-D), 1,293 RME (438 reconversiones a BEC, 429 limpieza, 426 estimulaciones), 1 O RMA, con la misma infraestructura de la Alternativa 1.

Alternativa 3 Para desarrollar la totalidad de la reserva 2P, considera 52 pozos con BEC, distribuidos en 4 plataformas (PP-Ayatsil-A, PP-Ayatsil-B, PP-Ayatsil-C y PP-Ayatsil-D), 1,797 RME (601 reconversiones a BEC, 602 limpieza, 594 estimulaciones), 11 RMA, con la misma infraestructura de la Alternativa 1. Debido al incremento de pozos, se requerirían inversiones asociados a cuartos de control eléctrico y variadores de frecuencia adicionales para la operación del sistema BEC.

Derivado de la evaluación a las alternativas señaladas en la Tabla 9, el Asignatario manifiesta que la Alternativa 1 es la que ofrece un balance óptimo entre un máximo factor de recuperación y eficiencia de inversión para la etapa de desarrollo en la que se encuentra el campo Ayatsil; por lo consiguiente la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo con esta alternativa, permitiría la extracción de la mayor reserva 2P.

Aunado a lo anterior, PEP manifestó que los criterios que llevaron a la Alternativa 1 como la selección a la mejor opción son los siguientes:

o Asegurar la recuperación de las reservas 2P de hidrocarburos con las tres Alternativas o Número óptimo de pozos (42 para desarrollar el campo) o Consideración del comportamiento dinámico de los yacimientos para asegurar la mayor

recuperación de la producción. o Evaluación de indicadores económicos (VPN}, Alternativa 1: 3,733.1 (MMusd), Alternativa 2:

3,217 (MMusd), Alternativa 3: 3,598.4 (MMusd)

Resulta conveniente mencionar que (adicionalmente al análisis documentado por PEP en relación con el cálculo de número óptimo de pozos para explotar el campo), si bien las tres alternativas buscan recuperar la totalidad de la Reserva 2P, la Alternativa 2 requiere hasta el año 2070 para recuperar dicha reserva comparado con la Alternativa 1.

Por otro lado, las Alternativas 1 y 3 recuperan la reserva 2P en el mismo lapso, sin embargo, la Alternativa 3 propone perforar 43 pozos nuevos, diez más que en la Alternativa 1. Lo anterior se traduce en 817 .9 MMusd más de inversión, lo cual se ve reflejado en el Valor Presente de la Inversión de los indicadores económicos documentados por PEP; desde el punto de vista de infraestructura y opera";;;t-ión, al ener 1 O

. G ~ X' tf\

í2 c.

------- -- ----·---- -- - ----~ - -- ------------- ------------

- - - - - - - - -

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

pozos adicionales, aumenta la inversión en las actividades de abandono, así como gastos operacionales y aumento del riesgo de incidentes asociados a la operación de pozos.

Con relación al factor de recuperación al límite de vigencia de la Asignación, se estima que el de petróleo será de 18.4 % y 20.3 % para el gas, en la Alternativa 1 a la vigencia de la Asignación, y de 30.6 % para el aceite y 33.9 % para el gas al límite de la Asignación.

• Actividades físicas y volúmenes de hidrocarburos a recuperar (a la vigencia de la Asignación)

La propuesta de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil , tal como se observa en la Tabla 7, considera en el periodo 2018-2034, 33 perforaciones y terminaciones y 1 O RMA, 837 RME, 5 duetos, la construcción de infraestructura (1 plataforma). Se estima recuperar un volumen de 618.2 MMb de aceite y 70.7 MMMpc de gas que en petróleo crudo equivalente corresponde a 632.9 MMbpce, con una inversión y un gasto de operación para la Asignación de 19,911.3 MMusd, sin embargo, el no realizar la totalidad de la actividad de extracción proyectada al límite económico, no será posible desarrollar el total de las reservas 2P cuantificadas.

PEP observa potencial para recuperar hidrocarburos más allá de la vigencia del título de Asignación. Con la finalidad de recuperar la totalidad de la reserva 2P, PEP pronostica una inversión de 6,566.80 MMusd y un gasto de operación de 25,097.40, en el período 2018-2057, asociado a 1,041.5 MMb de aceite y 119.9 MMMpc de gas, lo que en petróleo crudo equivalente representa 1,066.4 MMbpce.

En la Figura 8 se muestran la ubicación de los pozos propuestos para pertoració~ ~ ;e ¿~

G

§ ~ N

§ G

;¡

§

5113.000 565000

563 000 5116.000

587.000 571 000 S73 000

!ie7.000 !ielOOO 571 000 573.000

§

§

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§

§ s N

t, """°"'"'"'""""'°" • llQZD Pft0DUCT0A 01.ACEJTI

• POZD ffrMDIOO Df:MJIJA

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• l0CAUZA00H DE DEIMACU.O

/ FAUANOl"'''-

.,Y F~INVERSA

._ CIJElilf'ODf'W

Fig 8. Mapa estructural de la cima del yacimiento Cretácico (KS) con la ubicación de los pozos perforados en el campo Ayatsil (13) y de las localizaciones para el desarrollo propuesto.

(Fuente: PEP)

• Esquema explotación propuesto

Derivado del análisis realizado a la estrategia presentada en la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo, se observa que esta es consistente a la presentada en el Plan Vigente. En esta propuesta el Asignatario considera un adelanto en la recuperación de la reserva del yacimiento Cretácico, como resultado del incremento en actividad física con la perforación de pozos, RMA y RME. A continuación, se presenta el esquema propuesto de extracción para el yacimiento de la Asignación.

77?

Yacimiento Cretácico Superior (KS)

El campo Ayatsil produce hidrocarburos de la formación Cretácico Superior (KS). De acuerdo con la ~ información proporcionada por el Asignatario, inició operaciones en febrero del 2015 y comparte sus instalaciones de transporte y proceso de producción de las Asignaciones vecinas A-0183-M - Campo Ku, A-0203-2M - Campo Maloob y A-0375-2M - Campo Zaap; así mismo compartirá infraestructura con las

asignaciones A-0327-M - Campo Tekel y A-0361¡M

2

~ C~mpo Ut:, ¼ ~ d1

Los pozos productores tienen instalados sistemas BEC. Debido a las características del aceite producido en Ayatsil (10.2 ºAPI), y las altas concentraciones de H2S y CO2, el aceite se diluye con Crudo Ligero Marino (CLM) proveniente de la plataforma Akal-J (asignación A-0203-2M - Campo Maloob) de calidad promedio de 37 a 42 ºAPI, con la finalidad de asegurar de flujo y el transporte de la producción. La mezcla alcanza una densidad de 16 º API

El Asignatario pretende instalar infraestructura complementaria que consiste en la superestructura de PP­Ayatsil-C, 1 oleoducto {L-10) para el envío de CLM a PP-Ayatsil-C y cuatro oleogasoductos (L-1 , L-15, L-13 y L-1 6), mediante los cuales se transportará mezcla de crudo extrapesado con CLM de 4 plataformas de perforación hacia el CP-Ku-A (asignación A-0183-2M - Campo Ku).

g) Comparativo del Campo Ayatsil a nivel internacional

Con el objeto de determinar si el Asignatario propone una modificación al Plan de Desarrollo del campo Ayatsil procurando la maximización del factor de recuperación, la CNH realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y propiedades similares a las del campo Ayatsil. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran costa afuera con un tirante de agua similar (ver Figura 9).

En la Tabla 12 se muestran las características y propiedades utilizados para la selección de los campos análogos:

Característica Descripción

Tirante de agua Menor a 100 metros

Densidad (ºAPI) 11 - 20

Edad geológica Cretácico

Tipo de roca Carbonatos

Presión burbuja (kglcm2) 55

Ubicación Costa afuera

Tabla 12. Criterios de selección del análogo y características del Campo Ayatsil (Fuente: CNH)

Se utilizó la base técnica de datos disponible en la Comisión para comparar el desarrollo de campo internacionales con el desarrollo propuesto para el campo Ayatsil. La información técnica indica que el campo Raspo Mare, ubicado en Italia, presenta características simulares al campo en estudio, con un factor de recuperación final de 17.41 % con recuperación primaria.

A continuación, en las Tablas 13 y 14, se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.

Campo Litología Tipo de Densidad Sistemas Mecanismos Fluido [ºAPI] Artificiales de

de Producción Producción

Ayatsil Brechas Aceite 11 .1 BEC Expansión calcáreas Pesado roca-fluidos

dolomitizadas y dolomías fracturadas

Raspo Calizas Aceite 11 Bombeo Empuje por Mare Dolomitizadas Pesado Hidráulico y Acuífero

Fracturadas Neumático Activo

Tabla 13. ~mpos ana/~os y sus caractedst;ca::F;ente CNH :o; • Mse •:;Y~

Métodos de Factor de Tipos de Pozos Campo Recuperación Recuperación

Secundaria, Proyectado (2P) Terciaria

ACTUALES Ayatsil Recuperación 30.6 % Verticales, Tipo J y

primaria altamente desviados

Raspo Mare Recuperación 17 % Verticales, primaria desviados,

horizontales, horizontales largos

desplazamiento

Tabla 14. Campos análogos y sus características (Fuente: CNH)

Del análisis realizado por esta Comisión se ubican otros campos análogos, sin embargo, tienen aplicados sistemas de recuperación adicional. Se observa que el factor de recuperación final estimado para el yacimiento Cretácico en Ayatsil, está acorde con otros campos similares a nivel nacional internacional como es el caso de los campos Rospo Mare (Italia), Pampo (Brasil}, Amposta Marina (España), Yates (EUA), Linguado (Brasil} y a nivel nacional. La Figura 9 presenta los factores de recuperación de estos campos a manera de referencia.

60 -;:R. o

o:: 50 LL.

e ·O 40 u ro .._ (1) c. 30 :::, u (1) .._ (1) 20

"O .._ o - 10 u ro LL.

o 1 1 Amposta Yates Ayatsil Pampo Linguado Raspo Mare Marino

Fig 9. Comparativa de factores de recuperación proyectados (Fuente: base de datos técnica y PEP)

Respecto a la comparación nacional, se seleccionaron campos vecinos de Ayatsil en aguas someras del Golfo de México. Al igual que la comparación de campos internacionales, se hizo una comparativa de los factores de recuperación de aceite, como se puede apreciar en la Fig. 1 O.

70

60

ff: 50 e: -o -~ 40

~ ::,

~ 30 Q) "O

B 20 u (tl u.

10

o ■ Ku Akal Zaap Maloob Nohoch Ayatsil Tekel Sihil Ek lxtal Utsil Balam

Fig 10. Factores de recuperación de aceite de campos vecinos nacionales del campo Ayatsil. (Fuente: base de datos técnica y de PEP)

De la Figura 1 O es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo de tipo pesado (11 - 22 ºAPI), de rocas carbonatadas, de aguas someras, que algunos como el caso del campo Zaap han tenido algún tipo de proceso de recuperación adicional a la primaria como es la inyección de nitrógeno o agua, factores que impactan directamente en el factor de recuperación de hidrocarburos.

Con base en los campos análogos como Maloob, resulta necesario identificar los sistemas de recuperación adicional que permitan maximicar el factor de recuperación de hidrocarburos en condiciones económicamente viables. Se recomienda observar los Lineamientos de recuperación secundaria y mejorada.

h) Evaluación Económica

La opinión económica de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil , considera los siguientes conceptos:

a) Variación del monto de inversión del Plan de Desarrollo vigente respecto a la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo.

c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo.

d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo.

a) Variación del monto de inversión Ronda Cero respecto a la Solicitud de modificación al Plan

de Desarrollo

El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2030, puesto ~ e el último año del periodo considerado en Ronda Cero.

G # X: ,

El Plan de Desarrollo vigente de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil considera para el periodo 2015-2030 una inversión total de 30,822.07 millones de dólares: 3,945.04 millones de ellos en Inversión y los restantes 26,877.03 de gasto operativo1 •

Pemex erogó en el periodo 2015 a 2017 un total de 1,399.98 millones de dólares, 1,359.37 de inversiones y 40.61 de gasto operativo2.

Aunado a lo anterior, se tiene que el Operador propone erogar un monto de 15,843 millones de dólares a 2030: 11,750.72 millones de dólares de gasto operativo y 4,092.28 millones de dólares de inversión3, éste último monto, considera la totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto.

Lo anterior, como se muestra en la siguiente Figura 11 , significa un decremento del 44.06%, respecto de lo originalmente propuesto en Ronda Cero4.

Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Ronda Cero vs. Modificación

(millones de dólares)

30,822.07

Vigente

17,242.98

Propuesto 15,843

Realizado+ Propuesto

Realizado 1,399.98

Fig. 11. Comparativo de inversiones totales y gastos operativos Ronda Cero respecto a Modificación al Plan (millones de dólares)

(Fuente: CNH con la información presentada por PEP) 7 "77

1 Todos los montos señalados en esta opinión se presentan en dólares del 2018: los pesos en cada caso se convierten a dólares de esa fecha, y posteriormente se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo anterior, para poder realizar los comparativos correspondientes. ~ 2 De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales. 3 De esta cifra, 4,092.28 millones de dólares, 3,643.27 millones corresponden a inversión en el periodo 2018-2030; y 449.01 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo de 2060. Se considera el total del monto de abandono (a 2060), en virtud de la obligación que tiene el Operador de realizar tal actividad independientemente del periodo a considerar. • En virtud de que el total de inversión a erogar en Ronda Cero llega a 2030, el comparativo se realiza considerando inversiones y 9asID opecati~ tiasta tal aao. Po, lo '"' oo se ro""''"" 3, 743,99 mmoaes de dóla<es rorrespoOOleotes , ,~ :¡¡¡¡;tes

'""""'º"" lasot1,1t,d, es deci, de 2031-2034. G ~ )f rt- I'· '

e,

---------------------- ------- --- ---·------- ----- ··- ------------------- -- ----

------------------------------~ ---

Así, la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo 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 de modificación 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 de Desarrollo, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2018 con una inversión de 4,675.7 millones de dólares y 14,568.95 millones de dólares de gasto operativo5,

ambas hasta 2034.

El Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo 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 elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la proc!Jra 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 (lineamientos de Hacienda).

Producción 88%

Desarrollo 10%

Abandono 2%

Fig. 12. Distribución del Programa de Inversiones y gasto por Actividad Petrolera $ 19,244.68 millones de dólares. (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

' Ea'" ,oUcit,d, el Aslgaarado ,eportó ,a gasto de 342.31 MMUSD po, =copto de "Res..,,, labo,al", dlcho ~ consideró en la descripción del Programa de Inversiones presentada en esta sección.

0 # )( .. ,

Total

Act1v1dad Sub-Act1v1dad (millones de

dolares)

Construcción Instalaciones s 326.63

Desarrollo General* s 672.34

Otras Ingenierías s 2.17

Perforación de pozos s 968.26

Construcción Instalaciones s 275.43

Duetos s 128.08

General** s 14,324.71

Ingeniería de Yacimientos s 1.52

Producción Intervención de Pozos s 1,883.90

Operación de instalaciones de s 197.67 producción

Otras Ingenierías s 4.92

Seguridad, Salud y Medio Ambiente s 10.04

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones s 449.01

Total Programa de Inversiones $ 19,244.68

Otros Egresos a s 262.39

Gastos totales $ 19,507.07 Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo. *Considera un monto por 8.51 MMUSD de inversión y 663.82 MMUSD de gasto operativo. ••considera un monto por419.58 MMUSD de inversión y 13,905.13 MMUSD de gasto operativo. Asimismo, se aclara que, en su solicitud, el Asignatario reportó un gasto de 342.31 MMUSD por concepto de "Reserva Laborar; dicho monto no se consideró en esta descripción del Programa de Inversiones. a. Se refiere a erogaciones por concepto de manejo de la producción y mantenimiento de las

instalaciones fuera de la asignación Ayatsil.

Tabla 15. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (millones de dólares)

c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en 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 al Plan de Desarrollo

PEP presentó la evaluación economIca correspondiente al proyecto propuesto en su solicitud de modificación. Al considerar las premisas propuestas por PEP para la alternativa de desarrollo seleccionada (con un horizonte de tiempo de 2018 a 2034) de producción y costos, y al realizar la evaluación económica del proyecto, esta DGEEE, obtiene los siguientes resultados considerando un precio de 52 dólares por barril de petróleo y 4.9267 dólares por mpc6:

6 Índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la Región VI (donde se encuentra publicado el Campo Ayatsil) para octubre de 2018 en dólares por millón de BTU~ simplificación se considera la conversión de 1 pie cúbico por mil BTU. ~

G ~ ~ ~

1

Indicador Antes Impuestos : Después Impuestos 1 1

_V_P_N_(_M_M_u_s_d_) --11 ,367.09

TIR

VPI (MMusd)

VPN/VPI

Indeterminada

4.10

48.96

2,770.64

0.74

Tabla 16. Indicadores económicos obtenidos a partir de las premisas e información de PEP (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

A partir del análisis correspondiente a la evaluación económica, se observa que de las estimaciones propuestas deriva un proyecto rentable y económicamente viable, considerando lo establecido en los Títulos Tercero y Cuarto de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, en cuanto al régimen fiscal aplicable; como sin considerarlo.

i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

Actualmente el volumen y calidad de los hidrocarburos de la Asignación A-0032-M - Campo Ayatsil se determina y asigna de acuerdo con lo establecido en la metodología de balance aprobada mediante el Séptimo Transitorio de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante L TMMH), donde son considerados como Puntos de Medición los presentados en el Anexo 3 de los mismos Lineamientos.

Derivado de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0032-M - Campo Ayatsil (en adelante, Asignación Ayatsil) y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 42, 43 y 44 de los L TMMH la Dirección General de Medición llevó a cabo el análisis y revisión c;ie la información presentada por Pemex Exploración y Producción (en adelante, Asignatario) con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos.

La cuantificación de los hidrocarburos producidos provenientes de la Asignación Ayatsil se lleva a cabo conforme lo siguiente:

Medición de Petróleo Para la cuantificación del Aceite, se dispone de mediciones de tipo operacional, referencial , transferencia y fiscal (Puntos de Medición}, en el siguiente diagrama se identifican los tipos de medición empleados actualmente en el manejo y transporte de petróleo correspondiente a esta Asignación.

ASIGNM)()H A -00.Jl-M

c.n.,,o AYATSk.

PM~HI+-__ _,

N-Ku S

SM 100 SM-200

....,..._ A.INASOt.Ol ..... -,_

o .... ...,_ """ -Slhll r.ktn

Figura 13. Tipos de Medición durante el transporte del aceite. (condición actual -hasta abril 2019)

La Medición Operacional se realiza por medio de medidores multifásicos ubicados en las instalaciones de Ayatsil A, Ayatsil B y Ayatsil D; la mezcla de hidrocarburos procedente del pozo se alinea al cabezal de prueba donde está instalado el medidor multifásico, el cual a través de un computador de flujo registra los volúmenes de aceite, gas y agua del pozo productor, posteriormente la mezcla de hidrocarburos retorna al cabezal de grupo.

La medición referencial de aceite se realiza en dos puntos: en el envío de Crudo Ligero Marino (CLM) en Akal-J3 donde se cuenta con un Sistema de Medición integrado por dos trenes de medición con medidores de tipo ultrasónico y en la llegada de la línea L-14 en PB-Ku-H donde se mide el volumen de mezcla correspondiente a la llegada de la L-14 proveniente del campo Ayatsil junto con el CLM enviado desde Akal-J3, por medio de un Sistema de Medición integrado por un tren de medición de tipo ultrasónico el cual envía señales de pulsos hacia un computador de flujo.

Para la Medición de Transferencia el centro de proceso Ku-S cuenta con un Sistema de Medición (PA-1280) instalado en PB-Ku-S el cual está integrado de dos trenes de medición tipo ultrasónicos. En el Centro de Proceso Ku-S se realiza el proceso de separación, estabilizado, bombeo y medición de hidrocarburos provenientes de los pozos productores de la Asignación Ayatsil, así como de los campos Ku y Maloob. Otro Sistema de Medición de tipo Transferencia se encuentra instalado en la Terminal Marítima Dos Bocas de envío al Centro Comercializador de Crudo Palomas, donde se dispone de un Sistema de Medición (SM-800) el cual se compone de 4 trenes de medición con elemento primario tipo turbina de 12 pulgadas de diámetro y un probador bidireccional.

Los Puntos de Medición (medición fiscal) propuestos por el Asignatario se encuentran ubicados en la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) y en el Centro Comercializador de Crudo Palomas (C.C.C Palomas), en la siguiente Tabla 17 se presentan los sistemas de Medición empleados en las instalaciones antes mencionadas.

Instalación Tag - Sistema de Medición

Número de trenes de medición

Tipo de tecnología

Diámetro Incertidumbre

SM-100 11 trenes con Turbina 8 pg. ±0.2 %

Terminal probador

Marítima Dos bidireccional

Bocas (TMDB) SM-200 06 trenes con Turbina 12 pg. ± 0.18 % probador

bidireccional

Centro PA-100 06 trenes de Ultrasónico 10 pg. ± 0.35 % Comercializador medición

de Crudo PA-700 03 trenes de Ultrasónico 8 pg. ± 0.33% Palomas (C.C.C

Palomas) medición

PA-1700 03 trenes de Ultrasónico 8 pg. ± 0.35% medición

Tabla 17. Puntos de Medición (Medición Fiscal) para la Asignación Ayatsil.

Los Puntos de Medición (Medición Fiscal) cuantifican los volúmenes totales integrados por diferentes corrientes de hidrocarburos de asignaciones de Aguas Someras, en donde vienen integrados los hidrocarburos líquidos de las asignaciones Ku, Maloob, Zaap, Bacab, Lum, Ayatsil entre otras.

Medición Gas Natural

Para la cuantificación del Gas, se disponde de mediciones de tipo operacional, referencial , transferencia y fiscal (Puntos de Medición). El gas producido en la Asignación Ayatsil es medido en el Centro de Proceso Ku-S y transportado a los Centros de Proceso Akal-C y Akal-J a través del Centro de Proceso Ku-A, posteriormente es enviado al Centro de Proceso Nohoch-A y al Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta, y de ahí al Centro de Distribución de Gas Ciudad Pemex para su entrega a los Complejos Procesadores de Gas Ciudad Pemex y Nuevo Pemex, en el siguiente diagrama se identifican los tipo de medición empleados actualmente en el manejo y transporte de gas correspondiente a esta Asignación.

~~;

~ ,~~

---------·---·--·----------------- ------ --------- ---------

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

ASIGNACION A-0032- M Ompo

AYATSIL

CiilmpoKu

Ku-8, Ku•C Ku-G, ICu-S

Ku-1

1 Ompo Maloob )

PP-Ku-H

Maloob-C

.....-,.... AIP9AS01-01

Abl, Sihil bnoc,lutz -

Centro de Proceso Ku-A

Centro de Pl'oceso Akal-J

PB-Ku--S

1 Centro~=l~oceso n ~ Ll_J

Centrode P<oa!SO

N_.,__A

Estación de Compresión

At~ta

l Centnlde Distribución

deGas Marino

Medldón Oper.,donal Medición Refe,endal Medk:k>ndelr.insfe..-enicl~ • Medidónfisal

Figura 14. TTpos de medición durante el transporte del gas. (condición actual -hasta abril 2019)

La medición operacional se realiza por medio de medidores multifásicos ubicados en las instalaciones de Ayatsil A, Ayatsil B y Ayatsil D, la mezcla de hidrocarburos procedente del pozo se alinea al cabezal de prueba donde está instalado el medidor multifásico, el cual a través de un computador de flujo registra los volúmenes de aceite, gas y agua del pozo productor, posteriormente la mezcla de hidrocarburos retorna al cabezal de grupo.

En la plataforma PB-Ku-S ubicado en el centro de proceso se realiza la Medición de Referencia de los hidrocarburos gaseosos provenientes de los pozos de la Asignación Ayatsil , por medio de un Sistema de Medición integrado por un tren de medición con elemento primario tipo V-cone, elementos secundarios como transmisores de presión y temperatura y elemento terciario computador de flujo marca Nuflo modelo Scanner 2000.

La medición de transferecia de gas se lleva a cabo en los Centros de Proceso Akal -J y Akal C en las plataformas Akal-J2, Akal-J4 y Akal-C6, con elementos primarios tipo placa de orifico de 10 pulgadas (pg) de diámetro. Oichos Sistemas de Medición cuantifican los volúmenes integrados por las corrientes de Gas de distintas asignaciones.

Los Puntos de Medición (medición fiscal} propuestos para la cuantificación del gas provenientes de Asignación Ayatsil se encuentran ubicados en el Centro Procesador de Gas Nuevo Pemex (C.P. G Nuevo Pemex) y el Centro Procesador de Gas Ciudad Pemex (C.P. G Ciudad Pemex), los Sistemas de Medición cuenta con elementos primarios tipo placa de orificio, elementos secundarios y terciarios. Los sistemas de medición utilizados como Punto de Medición cuantifican los volúmenes totales integrados por iferentes Asignaciones.

Medición de Condensado

La determinación del volumen de condensados del gas se realizará de manera teórica bajo el sustento de la norma API MPMS 14.5, para lo cual se utilizará como insumo los resultados de los análisis cromatográficos (los cuales se realizan una vez al mes) de los puntos de muestreo y el volumen de gas cuantificado en los módulos de Akal-C6, Akal-J2, Akal-J4, en donde confluyen varias corrientes. Asi mismo el Gas Húmedo Amargo se envía de la sal ida de módulos de AK-C6, AK-C7 (que no toma las Endulzadoras de Ak-C8), AK-J4 y AK-J2, hacia la Estación de Compresión Atasta vía Nohoch- A (NH-A). El Condensado estabilizado se bombea y envía por Gasolinoducto-1 a los Centros de Proceso de Gas Nuevo Pemex y Cactus, instalaciones donde se ubican los Sistemas de Medición considerados como Puntos de Medición para los condesados.

Condición futura medición de petróleo y gas (a partir de mayo de 2019)

El Asignatario dentro de la modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación Ayatsil, contempla la instalación de superestructura de la Plataforma de Perforación Ayatsil-C, 1 oleoducto (L-10) para el envío de Crudo Ligero Marino (CLM) a PP-Ayatsil-C y cuatro oleogasoductos (L-1 , L-15, L-13 y L-16), mediante los cuales se transportará mezcla de crudo extrapesado con CLM de 4 plataformas de perforación hacia el Centro de Proceso Ku-A.

En mayo de 2019 se enviará la producción a través de una línea nueva L-16 hacia la batería de E-Ku-A1 ubicada en el Centro de Proceso Ku-A, donde se separará dicha Asignación más el CLM. En esta etapa se incluye la medición operacional con sistemas de medición multifásica en la plataforma Ayatsil C, para el caso de la medición de petróleo como condición futura se incluye la medición de transferencia en la plataforma E-Ku-A1 , donde se dispone de un Sistema de Medición (FE-3101) integrado de 2 trenes de medición y 1 medidor maestro con elementos primarios tipo Coriolis, el nuevo esquema de medición del Aceite se presenta en la Figura 15. Para la medición de gas se incluye la medición de tipo referencial en la plataforma E-Ku-A 1, donde se dispone de un Sistema de Medición (FE-3203) el cual está integrado por un tren con elemento primario tipo placa de orificio de 24 pulgadas de diámetro, el nuevo esquema de medición de gas se presenta en la Figura 16.

ASIGNACIONA 0032-M campo

AYATSIL

Centro de Proceso Abl-J

crudo Ligero Marino de otr•• asi naciones del SPBAS02

CLM Ak•I-J3

Medición Operaciorull Medición Referencial Medición de tnmsf erencia

T"'f111nal Marilima Doslloas

• SM-100 SM-200

Asignaciones AJPBASOl-01

Akal Balarn Chx o.

lxtoc

Kambesah Kutz

Nohoch Sihil Takin

• Medición Fi<al

Figura 15. Nuevo esquema de medición de aceite a partir de mayo 2019.

ASlGNACIOH A-0032-M

Campo AYATSIL

1 cam~ Ku, Maloob,

. Zaap, Baab, lum

PP-Ku-A, PP-Ku-F PP-Ku-H, PP-Maloob-C

PP.Zaap E Baab•A. Lum-A

Medición Operacional

. ...,..._ AIP&ASOl -01

Abl,Sihil tKto<.KW ---

Cenuo de Proceso Ku-A

E-Ku-Al

'

MedidónReferendal

Centrode Proceso Abl-J

.....,.,

Abl-C1

C~ntro de Ptoceso Abl-C

8N

-AiPIASOl~l ..... ,.

E.stxionde Com¡:wesión

Atasb

71

Centro de Proce-.. Central de

Nohoch·A Distribución deGos Marino

MechcióndeTransf~enda • Medidónflsc.,¡I

Figura 16. Nuevo esquema de medición de gas a partir de mayo 2019.

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-1

2

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a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos

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Medioón ll~ Clpítulo • Delassistem.-sde medidón Si

IDDfflOSUS pn~lt!lli car..a·efktk:M lm'l1cas y ope~thl.u de 105 mi$m05

Los Pvnt°"' de ~ cUdót1 oon~ p¡aq Llll cu.ant.ir.aa6nde.las~..-.s,ontass.1fUM!.nle:: Punto de Medidon CN! ~róieo:: lasSi,t,ern;M.de Medición ldentiftaldc:KcomoSMlOOySM Xl>ublodol. en 1.- t effl'lln.-l M1ttlmaOOs~{l MD8)yloa Sblt!.fflM. Medidón lde.nW'iQdo!S como PA UlQ, PA ;G>wPA l)Ol)MbkadosenrlCi!MttoCOmerdalu-. El .-.s.an.M.Mio presentó.,., ctocumeM.Oque estlblea 1.-

pollJca en ma1eria de Medidón de t-ldtoamuros,

41. fr.ao:iónl Po61,ca de medkfón Oeber.ldMcumpUmi,ento•I att.bdo6

SI dk:tl.polJtiuMtenc:uent,wrespMcwd.lconl••pllad6n

dielmlf,..,.. e i"'flff.ment.Ki6n de un SistenY de Gereno.t de Medidón lund.MnenDi!U en Llll HonNi H MX ce lOClt2

IHMC2004..

Procec:llmlentos: El AsiF-.rio ~6 el docume.nto ...,_dim.ento Op,uati-o~m.-n4.ením.eflto.-si,tem;ndemedid6n de hidroc.-rt,uros. en i:-e- úPlor.-dón y PToduooón"' .

donde se detallan 1M. ..c11..,¡dades de ~ntenlmiento • Mitntenimiento SI CDffHpondien1es.- losdementoa pritN1nos.,.

~os y ten::Ynm. de tas Siste,n-s de Medci6n, todoeslOenfunoórtdel.-s~l iuoorw:sde l .abncante y el~ Cll)ff'll!Spondtenl edft Cllda

ifts.lrumenta.

fl A-Man.alMio Pft!M!nlÓ IOII pl'Om!dimlenta& ~nte mn Y COtlfinN06n rnetrolGp:a

• Connnn.:l6n SI

a>rrt!$f!Ondlen1.- • los imtn,mento de medid.a metrol6pca .,re,senu,,k»PftlllC)eClim~tosv lnsuldoilen losSiuem.a:1de ~ id6n u tilU.adc:W. en l.a

~de:.actwkYde o.antil iadoode los hidrocarburos. p,o,,,,enientesde la

41., f,ac:d6n 11 MIMion.adoscon I• mplemenheión ~AOOl1M - C..mpoAymil

di! los ptOCl!d,m.entos~ioUdos,. es EIMi11NtAtlodocwmeMOcl;~Pf'OC)l!dimie.ntos dkir p~dec.Mlbtad6n, de .,,.,.. el b.-1.a- de IOJ hidrocart,uros. donde.-

fl.-bondOn de lWIL.-nce oonf"'""'100n metmldiaica. dft

SI CDMidera i.. medidón de tipo Openaon.al, Nefe~nd..._

rnanten,~m.o , ,...sf~ncüy fhicai c:omespondiente .a 1.-Asianmón A 0132 M c-n,,o Ayat:ML L05 ptOl:Jf!d,rmenlO\ lnduyeit

l•el..lllP.a.ktu.114 yfutunde medidOn.

El A5'gn.atMlodocumentóet p,ocedimienl o "'PE-PE-OP OU◄ ,.,,, f"n:lio!dimiento()pf!~,IIO~cal,tww siuem..as de rneclid6n de hid,aairt,u,os: en i"el'l'W!Jl

Eapk)l"XIOn y Pnxluc:dón. el cu.al docribe !..as • c.mwidOn óc los

SI Ktiw~•ejecut.arduran1.e e l ptOCl!SDd e una

lnsrn.mentcademedid.a mlíbrxión -pondlf!flte • las e..,_ntm. prifNwiot. .s,eo,nd.,;08 y tera•nos en lcH. dto,e.~ Siuem.asy

Puntor. de Medio6n qwe i11ten,i ene11 en l.a CUM'ltilicaoOn de 105 Mdtoc:arbul'QI p,o,,,,en.en 1es de 1.a

Asl• .. ....:-A O()]) M c..--Aw.abil ,__._,neme•~-..,.~• pt'Heflt. 10n s. i'lDnll!t~. se

lndulr11 un di..alf•m.a 91!:M!.r.tl oon MI Prest!nt6d.-.,-91!neqlesdelnf~NClutadelM

4),. fncci6n 111 u.aenwn.as eene~IH de de:,cripd6n del m.a~jo dft los

SI lm1.at..adonH u l1l b.-c:t.as~~"-I m.a~jo, pn,c,eoy

lnfrwst.NCtun hidtocarburo& deSde los PotOII h•U rnedidórt IOII Hidroart,uros Pft)duoda& pl'OW!f11ent.H

d PllntD N medici6n, indicando los de I• Ascn-:lón A <Dll~M c-npo AyillUÍI sistemas N rneclidon op,enoon.al, ,_..,,...,,

El Asip-...rio presen16 L.- ubiaa6n de In IMI.M.ldone:s ~ndelc»

Cumplim.e.nto al artbdo tt, lr..mOll 1 dollde ~ llew.a .a cabal• ~t06nde lipoOpefillOICNUII,

C1, fr.acci6n lY imtrumentos dft SI Nelerenct.a,, de lrMulerrno• y fixal de los medld6n

delm.L~ Hodrocart,uro& pn:i,r,,,en~rues de l.a Mi(t,,ac:i6,, A QQl2 M

C..mpoAyJi\ML

...,_nu, los d i ~ de los El M~no ptt,Se.nt0 kM di~de 1uberi.- e

imtn,mentosde medld.a 1011 s. iMlNmenudón ~ente.a l osS,stemM, de

l~mttrico&). Adidon.alrnent.e h"ledid6n que inten,,~nen e.n 1.- cuiWll!ficaoón de kJ5

41, l~Y Ot..aefJim.asdelor. epecmcait si se cuenu con p,Mn)ne3,

SI hld,oa,,t,u,osptOW!nientesdt'ILIA:llpMÍ6nA OD.12 M-instrumienio. de fflltd,d.a derefet'P.flClollen.1o11ioobtenlos.a

Glmt)OAy ilbil \Qldi~lnc:k,y,e11 losSisten\al de utjll,.wen ca,,ode no mintMcon ellos.,

de oonlormodld mn el •rtb.il o ll dft ~ idórtdet1poOperaaonM,Nef-nd.al,

imu...,,.. T ..... U-ndayll~.

St!debendMa,~m1111n10.alas El Jw~ -nilll!Sl6que los PunlOI de Medidóti

U,ocomp.1rtktodel esUlb~o en el a-tkulo ,O,. (M!Ntid6n I ÍM:ltl) no -.onde uiw, Co,np.1rtido con _,aún

41. l~nYI ~nt.andoel proyectOM acuerdo o si Olro Op,enldof Petraleroo ..i,on f eK.e.ro, IClild.lls 1M ,.unto de M echdórt

.ac:uento5 oe W:br.ados ene.re .asi.,.-done que confl uyen • los Si.sten-as de Medtd6n -- se ena,entn,n Ntoel cara,c, ae PEP .._.,_ .. EIM&flM.lltlopresentO~y~n\M lmpl~mf!ntxibn de los

l odos aquel los proanim.-so donde Sil'! ~ibbl~n Ktlwh:tacties p.vól l a

Mecafl'l5mO!'de ~m.H que den wmplimlento •

lmplenw:nlMiOII de los MeC:.anft-de Mrldlo6n 4", lf'Kd.6n v• Miedid6nydelM

MI lmpl,elT'llenudOn tot.aA dft tm. SI

, __ lretaMKN'W!S de

IT'lleQl'IÍSMOII, de medk:i6r, pn)duuf6n que Infl uyen

rn 1.- l'M'diaón de los

l fllTII 'l "',;. 'lf\JI L thrir 1C huror; --

Uintotmaoónse~be•nv,ordeUllleenel dOl:luft'loNlto· Ane.:oll ~--~~•ai

&t,-:ia,d,n de Hidnx:atburm MDdllkado• P.i:nn 55•6> • .,lasp;lilfn.M&.2:a1U

t.a lntomYdón.M: describe• ,nayo,deUllleen el doo,met,to-A iw.-.011 P1Mde~O~I•

btracdón de Hidf'OCtttlut'DS Modif icada- . .... nas S6.-QyYS_,.nasMil• n1

Dentto del documento -P1MI twia:o, ~ Y

Ml:dtC'l6nde las tt'drocarburosen Petnea EaplioQción y Produa:ibrl l0l6-10)0"'. se

ldent.Ucan 1.-~f!:IKll~Y aonaanma,s pM',lt 1.- lmptemenuoón de bi ,.olllic;a

deMedldón.

........................ _._.. 1 m.-nl.en,mien10 pa~ loi 51$1.e,nn de Medlóán l~ Ht!l e.rend.a, 1nm.ferend.a) que

o,oervoe-,. en MI a,.antiliad6n de la&

h1d~ pl"Olft'!n1entll!S del.a Asoa,\.ad6f\.

El pn:,cediffitento ~nt.ada induye YS adh,id.oes a:w-respondienlH p.ar.11 de.ttnir I•

mllbnc:MM~ verifk.:icl,._,, •iu.st.-o~~ neOf!SowlM en los Siste.m.M de Miedld6n

iMt.11.ado&. lntonN06n ~ en 1.- C..rpet.-.P\,Nt.O_L~- Promdlffltf!ntO

lA ln10t"ffl.a06n .\ese locallUI en l.a carpeUI

1\,Nt..4'Ll~Prvced1m1f!fttO

US Cllli~ l.as Ue~ • CJlbo ~ tercero i~pendlenlf.~, quién deberá conu,con l.a

aerectiuoórt emitlcl.a porta tntid.ad Mealan• dft

AaeditM:ión, A.C. (e-) o ert su ~ por~

OfPJkSfflD inte~I

ti Aso~debende -tellllef'lm. di.a&nma dft ti,bf!ri.ls e IMCrutne.11UdOft 1ors1. •lcomo

lns:tn,,ne.ntc:. N medilu act'u.11 .. udm. V• d~po&k:lón dft I• Comi.slOn L11 lnl onnadOII

aarrespond,ndientealmdlaanlmuse loc'al,aen 1.-CMpei;II-ZV,.rtAl_Ll~Di...,_

a,itnen"'-1.demf~Ufit

Lit uboc:adórt de Las insul.lc:ionesdonde ~ l~wi• Qbo l.it ffW!diaón de los hid~uRllJ se pres,enu

en coome-.s.. aieaa,áficm.. LII illlornud6ri CIDf'fflSpondmd,ente se lcJulu~ en MI C.llrpeUi

1\Art.42 l l~o.-acneu~de lnlt'JIUlNCtun C..rpet.al\Att_-cl Ll~CM.

UbcaciOft de. lm ln.st.n,,nentos <• ·na-oetN!raoe NUm1:ne w m __

dll!tubll'.~elmll'Un't"-ntxióft(DrS)e ,~nCDl de los Sistema,; de Mit.dic:i6n

lnwolucndosenl.lia...ntlr.c.-a0ttde L.a producción

de Llll AsoanmónAy.atsil .actuolllU:.aóas V• dlspaua6n dft I• Comisión. Ut lnformao6n

cotl"ll!Spandie.nte.se lociltia e.n a..c.i,eu 7\1,.rt.42 l l ~Cli§.~rNo1de l 06 __...._

t.ldoaunento~pa,relContrM1~.e loolJ1.aenl.aC..rpiet.a1\Art.42_~uw,

cams,.rtióodel l"untode Med~

lMKtlwidlde ~ "-" 1011 ~ ~ladon.-n lm prinop.1les mpect05 que

ln1e,.,.,enenenlm. MMCDtnOsot1I08 p,ocechmi<ll':ntOS,. equ,.,._ y person.as. la

lnfomwd6n ~lente.se. klali.,~ en l.a CWp,eül\Art.42 Lf~.1. ~nYde

lm~ernent..aa6n MM

'º

u

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•1. lr»cadn VIII

a2, lnKDDn IX

•l.f~l6nX

Al, lrMX:16n 1011

•1. fnicc1ón IV

l9, lracaón 111

19, lr-ón IV

t9, f,.u:1onV

21

u

24

VI 9 ane110 11ula d• p1 .......

lncenldumb•• d• r,wdlda

S. de_,,. d•• cumpllmi■nlo al c.p/tulo VI de- los llMMH, V••

d•b•••n ,■por1-, I°' valo••• de ,nce-n,dumbr• ■,11mad• ~•~ •-

1111•m•" ck- m.didón qu■ <0nl-m.n ■1 "11eatn1srno Ga ~dlCIOn d■ la

AtJ1nacl6n, lncluy■ndo 101

pnnupue-slos de lncerlldumb,■ y

■vid■od• de I• lrlu:abllid.-d de 10$

co•••~Qndi■,-.1■• ca,nc, W1t>O"■

Pr■s111ntar 1■" lnv■nlon■1, ■woómu:in

l"t'lltdon-.ct.s CQn l•sact.ill'ld~• de

[willlu..aón •<OnÓfl,IQ 1,npl■m.nl-Klón, nw1nten1m1■nl0 y

•••l""ml■nto da I• medición ou,.nu, ■1 Plan a■ O.w,·1ollo la,

P,o,a,-.rna dt> 0.tMr.a da, cumollm,■rno ■I articulo 7, 1mpl■ment-Kl6n de la h-.cción IV articulo 1q, ani.: ... 10 ,u

111u,ai1a da ••11stro hacci6n X, articu lo SO

P ,o,,.rnad• t11..,.a~uco,

CotnPelenc••• tffn1ao,

lndludo••· de deu,mp,el\o

O. la, clen.,,1te1one,

felemallNI

O. lu 1enttnilld.ade1,

CumpUml•nto •I artkulo SI

S. 1encif"lln Que 1ndvn certil1Qdo,., 1•cono0mi•nto,, .,.,,,d•nc••• que

d•mut1•llan qu. las camptl!t•nc1a1o ,on ■c:o«6e, con 101, 1.lll•m.., d• medición 1n1ot#N01o o ■ 1n,1■la1

Adiclonalm•nle M deb.- lnd1,11r el 011.n•~n•a y CV t. del p.n,on•I

lnvolvcrltdo en la rned1c16n, 11,1 como •1 p,o.,.m.11 carre1opon01•nt• •

UO.adlad6n

Ct.,mphm1en10 • lo d11pu•1.10 •n IOI

9Mlculo. 10, 26, 27, 21. 29, 10, J1.,32y ]3

Cumpllmlento •I artlc.vlo 9. lnduyendo ,u, dato, 1•n•••I•• como e, el l)UeJ.10 que oa,.,_ en la amp••••

y ...u, du01. 1H conl.cto

(n el PvnlD da Mltdlclón y en la medición 1H trl!n1le1encl• no podr.lin m1u.lane dett.,,ac:1ana, da luberia,

... enl1ca.r•n d1.111ranw1,

l', e .... n1a1 I• de.atpc:lón de lot 1.l1terna, lelemelrHl01. a:,n qu. M

cuenten o bien 101, pr~f"■rn■1o de acu ... 1d111H1 a ..... ,., pllf1I C:Orl1a+' COf'

ellat.

D Ooerador l'et,olef"Od•b«rill 111ran111.111 aue la cahdaa de la..

Hldr~uro• ,., pueda d•te,m1na, en 11'1 l'un10 d• Medición, •n 10, 1•rmlno1 dP lo p1,u,b(pc:1do en el

Mtkulo 28 d• 101. Pf"•1.4ntel lin••mlenta.

D ,.unta de ,.,..d,c1on deNr.6 incluir un cornpuladDI' de Uv10 con 1..,

funclon•• de ,.,u,ldld, oper111t"'•" y

flt.ica, que no p111mh11n •ll•r«lone1o, Mlcon1ocont111 con la ap.M'.jdad de

re1C..,.nt■1 la lnform.■c:1ón

LLK ·••ullMIO• de la• 1nt.trutn111nto• d• medida d•b••.tn t•n•r t1a111Dlhdi1d meuolóclca e P411rone1 naclonale1o o

l01" ,-1,1nto1, de MlldlClón d• lot Pat,one1o d• 1er•1ena• H1d1ocarbvr01, llqu+dot, in<luv•ndo upo tub•ria en el Pvnra 101. cond•nwid01. deber.tn •t.tar

da Jl.lled1clón d11p1,M1o10,, con un patrón ~ ,.,,.,enu• uoa tuberi.a parm.nle en

CumpUmlen10 • I•• rracc;ionti:1. I, 11 y 111 del .11nfculo ll Pre,Pnl•r 111

o. •• ,....d,c1ón del •1v• don,cnpaór> del manttjo del .. u•

De lamedicidf\ mt,1lt1lá11Q,, fracc1on•• ••

11 y OI

Medición •n prueb111 d• .. ..

prOduada, •"' com,o su m.dia6n. o Qlc:ulo .. __ ª' bal■nl:111 d•I .....

la u111i1.c16n de medidDl'e, mulltf.hlco, en • .., plan de deMrrollo

P41ralaú11~6n

.. ,.,,...nt■r, 111 tS.t.erlpd6n bf•- dt!' ICK puntot d• medlciOn, Upa y

••P•c1hc■c1one, óe medidor ln«rtldumD1• a.acladll. y ceUdad d•

lo, hld1~1bur01.. adlaonal t• ub1r;ac16n en 111 que w, •nu•1•...., al came,nah,adOI IO\ h1d1a,c.■.bvro1,.

SI

..

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SI

LI AM1natano documt1nt6 IH punc:i~l.i, acth•I ades U Asl1na1..-10 d•be••-nt,me, .a .. u1U1ada la ~ni la lmpl■m.ntM:16n de 1 ■ auaconi'" ~l"lro. lnfarmildón r•l•r .. nte • lot ••1l1ot1a• d• tocb1o l•t

dichat actl.,ldad••..,. d•tall•n en •I dooa,....nto ,...didone, d• ..olum.n v c.Mld•d d• kK -.11.co,11 •len,ónlca P•• '• C..•IIOn v o.,.na111n1ento Hld,oc;•,burot. producido• MI tn1•rnoCNb••• d• I• Mlldtdón en Peme11 lcplo1-=lón y P1odu«f0fl•. :ui ,.,.nu1arq1.1e I• Comi,1ón ten1• .a.10 y un~I

mi•mo.., p•·•,•nló uncronoe1•rna 1oeft•l.ndo el di1,ponlbllidad d• •• 1nlo1maa6n 1•cn1c• d.nvada uttmi,c, d. •Jecuc,dn •n IM ac::Uvld.-dt,. ~be ,•ft•l#f del• lmplemen1acl6n y op•rac•ón d• 101,

qu. •• hen•tn1•nta p,.1o•nU1d• w •ncu.n1,a ,_c.nhmat dP Medietó. d• conlo,mldad a:,n lo •nf"Ud.v1ad• d• a:,nlormtdad"'" lo euabl•c1do •n la ••ll•bl•cido •n •I .,,u,,wlo 10. l,ac:oót, IV ele lot

r, ·-·

actlvldade1o qve 11•.,,••.n • <3bD en 101, d••1n6'Ul:O' proc1amado, el A•l1na1 .. 10 a•neni

remm, • •t1• Comhión lnlOl'maddn t,opart• ..abf• len pr~ramM pan1 u • .,, ... e cabo dl•l"lkllCCK • len lot dla&nd-tlicot y AudtlOf~ 0114' W ll•ven • cabo

Sluemu dor Medl(iÓn d• tlpoOp•r¡u:lonM ... r.1enc1a, (Onlorme al cronoe:...m• p,., ... n1HC), 1nduyendo ,....,.,,1e1enüay 11,c..1 or•1oen1ado1, p0r •• A1,11n•t•1lo ,,. ICK docum•n101. .,,,,ente, que clemv•Uren •••

t!nc:uentr•n pn,sranwdo, • P41nl1 del 2011-' 102'

[I A•l1nu•r1a documentó I•• u,mpetenc11111•cnlc:.1 del Fte1,pon1,■ble Ollc••I y d•I p,etsanal ln....,lvci.do en •• Med11:16n d• Hidroc.rburo,,, Mi coma un P•Ol••rna

•nv.111 p.jtfa la cap~tACt6n del .,.rt,on■I ,n....,luoaoo •n 111, aa1 ... 1dad•1 d• medición de h 1drOCMtt1,110,

(1 Asi&,..l■no p,e,...ntó •I de,Mrollo de u ·e1, ln1trudWOI PIIR la aplic.addn d• fidlH 1•cnlai1o de 1ndlc11do1•• de de1.empel'io 101, w.ie, contem.,_ C.hdad t!n •I COmponen1e ........ V S.dlrNl!nto.

con1•n1da •n •- h1dn,cart:1uro1 Uauldot.

oflcjal, d•M,nando co,no ,.., ,.p,..,1,entan1• al ln1•nl•10 In& l'UcMdd P.ad,11• Man.,.1 qvlen •• ,,.

,.1,pon1.able de lo, ~CMihmo, d• Mtldltlón y de la comun1caaon con 111 Com1116n en m•t•n• de lot

Dentro da 101. di.,.,a,.,.1, de 1vba1M11, • ln1tn1mant.ci6n IDTI ,1 cone,pondlante• • lo1o S4,tam., d• Mad1c1ón en lo. Pun1a. de Medición y d• tnin,f•r•ncl• p1e,en1ad01

por al A\l&n■tano, no te .,,,1ual11an de,·1.,,K1ona1 de tvberic qve afecien o mocllfiau•n 111 Mec:hoon de lo•

CI A111na1.ario pr•t.•n10 el docum•n10 1>1an ,.ctDI' Pllf•

la medlclórl d• hldr~•bvrot 11n Peme11 bplonic:IOn \i l'•odllCClón'", d•nt,o dal cu.al 1o• docum•nta un aano1fltrn■ d• ■c1,.,,¡chtcfe1,. co,1temp111nao ••

lmpl•,....nlAaón de \hlem., l•l•lnlilnco. en 101. Pun101 de ,-d1c16n !Medición Fi\Call ai.jco,no en 1•

Mt!d1C16n Operac:1on11I, Rete .. nd•I y de rr--•le1Pnc:1a

O.,nuo del doc:urnento •pu,n reao, P-ar• •• med1c1ón de h1droca1buro1o en l'eme• bplo,ni,c:tón y rroauccidn :Z016

co,npet•nc1a1o tecn1c.1o, c;,ipac1daO., o ~rt1h~1onet del p.rwnal q..., 11•- a QbD ICK

dtA1rMhUco,. e'1o ckt confon,oidad con lo e1oubl•ctdo •n •I Capitulo 1, a,Uo,lo 10, lnu..a 1de

lo.LTMMH

~ lnlo1madón co,r•1oi,c,n«U•nt•,. localu.a en 111 C.,pet:■ 2\.Art 42_LfMNIH\l.2.. Compoit.,1du

Tfcnica1

[I AM1nau110 d•berll 1•~11, .. • I• Cam11ión el aa::elO • lo• ,,11em~ lele~UUD1". 11n C01.IO

20l0"' MI hile. menaón IObl~ la, 11ct1 ... 1da<N1, a •1•cu1..- [I A1.11nalllf"IO debe.-. CM ... poo,.-r ·- d:;no, de como Pllf"t• de•• Ge1enc111 y Ge,tlón ~ I• ~dlción, calldad d• 10, h1anxa1t:1vnn en len Pun10,1H

m,1,ma, que,...,. .. ..., qua 1odot. lo1, Punt01, di' """'dldón MedlclÓft. da a:,nfo1m1dad con lo •t.1.11blec1do en cmea,coón llw;all P10f>IH'S:fo1, par el At.i&nilt.,10 101, LTM .......

debat.6n d■r cumphm1ento con lo, parámetro, d• calidad ~11tablecldo, en el 1elu1da an11:ulo

O. <ICVtl rdo con to doc:umentado po, e l A,i1nat11no, 101, s,n1111m111 de Mt!dldón cotrll'J.pondiPnles II lot Pun101,

d• Medición cuentan con a:,mpu111do1111 dP tlv¡o

Pttu.•nt■n lnfOl'mKión de certiflc.■do1o de c..llbrac1ón de 101 •lment01. p1lma,1a, y 1ecund&ri01. de lo,.

Sht■m., de Medl<ldn

[I openidor de!Mnli 11 • .,,., al 1e11,1,o di' 111,

veuflQC:lontn •• ülculo del compvtMtor con baH

en la n-m■u.,,,dad •phcabl• U 1nf-mac:16n CCHret.pond1ent•..,. loc..-11111 d•ntro d•I

documento An••o U Plan d• Pe1.irrollo para la úcu...c.dón de HldroCil'11VI01. MOdi!,cado • IH

p .. lnat S S 6J6 • 778

~ 1nlormacion cGrret.pondlenl• •• louill,11 en 111 Q1peta 2\Art <12_ l tMMHOI \ lnc■ nld1.1mbr• d•

m.d1d11

El "'"'•n•1.,10 deben! actu•llt•r y man te,.., a No m•nclon• •n e,pecll'lco IH awa<te11111ca. de lo1o dl1po11c16n di!' la Com1M6n l• lnto,m.c,ón

l'robad01e1o ln1.1aladcn en el P1,1nlo d• ,.._a1i::1ón fflfl"■•pand1enl• a lo,, patrona, volvm•tuco, l'n •I ~n10 de Med!aon

~ +nformad6n con•1pont11•nte 1oe lacahr• dentro India el nuineJO y a11i:nn1c1ón d•I .. ..,. ,e,ult:.1n1e del d•I documt!nlo "'""•º 11 Plan d• 0.••110110 p.,... P•--d• enracc1ón, MIIPMlKIOfl y de~h1dniladón ,. Utri1CC16n dt!' Hld1oca1t,u,01. hlkxlill~a • ...

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Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición de la Asignación Ayatsil, la Dirección General de Medición manifiesta que, el Operador 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 en los L TMMH , además que de conformidad con el artículo 43 de los L TMMH se solicitó la opinión de la ubicación por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

b. Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

De conformidad con lo establecido en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH 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 250.714/2018 de fecha 12 de noviembre de 2018, a lo cual mediante Oficio 352-A-158 con fecha del 20 de noviembre de 2018, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Operador Pemex Exploración y Producción para el Área de asignación Ayatsil , manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a dos premisas; 1) determinar el volumen y calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida de conformidad con los L TMMH y, 2) la incorporación de una metodología de bancos de calidad .

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y los Puntos de Medición propuestos por el Asignatario cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir, es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de los Hidrocarburos provenientes del Área de Asignación, en términos del presente análisis técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.

a. Obligaciones:

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

2. El Asignatario deberá dar aviso a esta Comisión - DGM cuando se finalice con cada una de las actividades relacionadas con la medición de los hidrocarburos presentadas como parte de la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción.

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

4. Los volúmenes y calidades del Petróleo y Gas Natural a medir deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los L TMMH y normatividad vigente.

5. El Asignatario deberá reportar la información de medición y producción de acuerdo con lo señalado en el artículo 1 O de los L TMMH.

6. Mantener actualizado en censo de los sistemas de medición de acuerdo con lo establecido en el artículo 1 O, fracción f, punto ii de los L TMMH.

7. El Asignatario deberá remitir a la Comisión los documentos vigentes que demuestren las competencias técnicas, capacidades o certificaciones del personal que lleve a cabo los Diagnósticos, de conformidad con lo establecido en el artículo 59 de los L TMMH.

8. De conformidad con el artículo 4 de los L TMMH, el Asignatario deberá entregar los informes, reportes, datos y cualquier otra información referida en los L TMMH, de manera física o a través de medios electrónicos. Lo anterior, en los sistemas informáticos para el registro de producción y balances o formatos y portales de carga de información, incluyendo los contenidos en el Anexo I de los LTMMH.

9. El Asignatario deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los L TMMH.

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

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

Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, el Asignatario 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 Técnico, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados Lineamientos.

b. Conclusiones:

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por el Asignatario Pemex Exploración y Producción (PEP), respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación Ayatsil en la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción, la cual consiste en llevar a cabo la cuantificación de los hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición, considerando mediciones en etapa actual y futura de tipo (operacional, referencial, transferencia y fiscal), en la siguiente Tabla 18 se presenta la ubicación para llevar a cabo la medición de los hidrocarburos correspondientes a esta Asignación.

Tipo de Medición

Medición Operacional

Medición Referencial

Medición de Transferencia

Tipo de Hidrocarburo

Petróleo

Gas

Petróleo

Ubicación Actual

Plataformas, Ayatsil A, Ayatsil B y Ayatsil D.

Ubicación futura (mayo de 2019)

Plataformas, Ayatsil A, Ayatsil B , Ayatsil D y Ayatsil C.

Plataforamas: Akal-J3 y PB- Plataforama Akal-J3 Ku-H

Gas Centro de receso Ku-S en la Centro de proceso Ku-A en la

Petróleo

Gas

Plataforma PB-Ku-S plataforma E-Ku-A1

Centro de receso Ku-S en la plataforma PB-Ku-S.

Salida de la Terminal Marítima Dos Bocas (SM 800).

Centro de receso Ku-A en la plataforma E-Ku-A1 .

Salida de la Terminal Marítima Dos Bocas (SM 800).

Centros de Proceso Akal -J y Centros de Proceso Akal -J y Akal C en las plataformas Akal- Akal C en las plataformas Akal-

J2, Akal;J4

3

~ A;al-C~ J2, ~ ~

Petróleo

Medición Fiscal

Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB).

Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB).

Centro Comercializador de Centro Comercializador de Crudo Palomas (C.C.C Crudo Palomas (C.C.C Palomas. Palomas.

(Puntos de ------=G=-a-s-----=c:-------:::P---d-,---d,-------,G---C----------entro recesa or e as entro Procesador de Gas Medición) Nuevo Pemex (C.P.G Nuevo Nuevo Pemex (C.P.G Nuevo

Pemex). Pemex).

Centro Procesador de Gas Centro Procesador de Gas Ciudad Pemex (C.P. G Ciudad Ciudad Pemex (C.P. G Ciudad Pemex). Pemex).

Tabla 18. Ubicación y tipo de medición de /os hidrocarburos para la Asignación Ayatsil.

Derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por el Operador, en atención a las siguientes consideraciones:

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

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19, fracciones 1, 11, 111, IV, V, 21 , 22, 23, 24, 25, fracción 1, 11, 111, IV, VI , 26, 27, 28, fracciones 1, 11, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.

ii. Se analizó la información proporcionada por el Operador 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.

iii. Respecto a la propuesta y justificación para la utilización de medidores multifásicos como medición operacional en los pozos, se establece que dicha propuesta es viable conforme lo establecido el artículo 24 de los L TMMH.

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de el Oficio 250. 714/2018 de fecha 12 de noviembre de 2018, a lo cual mediante Oficio 352-A-158 con fecha del 20 de noviembre de 2018 se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Operador Pemex Exploración y Producción, " .. . siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatario; (i) permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área ·--;:7~ 7 referida, de conformidad con los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos expedidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y (ii) dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diversas, se prevea la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de asignación o áreas contractuales de las que provengan", resaltando que la determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos, se puede determinar de conformidad con lo establecido en los LTMMH, y que la metodología por el banco de calidad deberá ser implementado. ~ v '---

~ fr ~ r(\

------------·----------­___ ----------·----- ------- -- ------- --- --··- ---

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

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los mecanismos de Medición propuestos por el Operador, cumplen con las disposiciones previstas en los L TMMH es decir, es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo del Área de Asignación, en términos del Anexo Único, por lo cual dicha Secretaría está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos.

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

1. La propuesta de los Mecanismos de Medición es viable y adecuada en su implementación para la Asignación;

2. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en la tabla 2 del presente Dictamen Técnico.

3. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH, así como dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los LTMMH.

4. 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 Lineamientos de Medición, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.

5. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, el Asignatario deberá de realizar los diagnósticos de conformidad con los programas presentados.

6. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación Ayatsil en los Puntos de Medición, el Asignatario deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el presente Dictamen Técnico y el Plan de Desarrollo presentado, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerar el Punto de Medición del Anexo 3 de los Lineamientos de Medición.

7. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la CNH, en el Anexo I de los L TMMH, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.

j) Comercialización de Hidrocarburos

Actualmente y hasta abril del 2019, el Asignatario continuará enviando los hidrocarburos producidos en la Asignación hacia el CP-Ku-S para ser separados y estabilizados, cabe señalar que en el trayecto hacia CP-Ku-S el hidrocarburo producido en el Campo Ayatsil se une con diversas corrientes provenientes del campo Ku . Una vez separados el gas y el aceite con enviados hacia el C.P. Ku-A, donde se integran otras corrientes de los campos Ku, Maloob, Zaap, Lum y Bacab para su distribución hacia Akal-J y Akal-C, posteriormente el gas es enviado al Centro de Proceso Nohoch-A para enviarse al Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta, y de ahí al Centro de distribución de Gas Ciudad Pemex en donde se acondicionará el gas para su posterior comercialización. Por su parte, el crudo separado es estabilizado y posteriormente se envía a los puntos de entrega final (TMDM y CCC Palomas), donde se acondicionará para su comercialización. Ver Figuras 13 y 14.

A partir de mayo del 2019 se enviará la producción a través de una línea nueva (L-16) directamente a la

batería de E-Ku-A1, donde se procederá a se,ar:~ e; hidroca; ovenie~ de;;;ign; ón,

posteriormente el gas separado se integrará con Producción de gas de los campos Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum en la etapa de compresión y se medirá en E-Ku-A 1, a partir de este punto el manejo del gas continuará llevándose a cabo como se describió en el párrafo anterior.

Por otro lado, el crudo se separará en la batería de 1 ª y 2ª etapa y será bombeado hacia el CP-Akal-J donde se mezclará con la producción de otras asignaciones, y posteriormente se enviará a la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) como punto de entrega final para su acondicionamiento y comercialización. Ver Figuras 15 y 16.

k) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación A-0032-M -Campo Ayatsil fue aprobado el 20 de junio de 2018 mediante la Resolución CNH.E.37.002/18, por lo que, en esta solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo, el Asignatario presenta la actualización a dicho programa, la cual se muestra a continuación.

El Asignatario presentó la actualización al Programa de Aprovechamiento de Gas, la cual fue analizada por esta Comisión y se concluye que la Solicitud no considera modificación respecto de dicho Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, por lo que se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión en la Resolución de referencia.

El objetivo del Asignatario planteado es la conservación y el uso eficiente 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.

Considerando lo establecido en las disposiciones técnicas para el aprovechamiento de gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos el cálculo de la meta de aprovechamiento anualizado se calcula con la siguiente fórmula:

MAG =rA+B+C+T1 x 100 t GP+GA

Donde:

MAG = Meta de Aprovechamiento Anual t = Año de cálculo A= Autoconsumo (volumen/año) B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/año) C = Conservación (volumen/año) 7 7 7 T = Transferencia (volumen/año) GP = Gas Natural Asociado producido (volumen/año) GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en el Área de Asignación o Contractual (volumen/año)

Por lo que la meta de aprovechamiento de gas natural asociado (MAG) de la Asignación para el año 2018 es la siguiente:

MAG =rl.23 + 9.04 + 3.571 X 100= 99.5% 18 3.64 + 10.26

En la Tabla 19 y Figura 17 se muestran los pronósticos de producción del gas natural asociado de forma

anual para el resto de la vigencia perteneciente a lla ~•i~nación. ~ ;!iUI> rf\ 1' ~

Producción de gas• 5.35 8.40 10.10 11.31 12.12 13.18 14.34 14.12 13.35

Vapores condensados recirculados 0.05 0.09 0.10 0.12 0.12 0.13 0.15 0.14 0.14

Autoconsumo 0.02 0.03 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

Bombeo Neumático 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

BN (He) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

BN (N2) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Conservación 0.13 0.25 0.31 0.34 0.37 0.40 0.44 0.43 0.40

Transferencia 5.23 8.15 9.81 10.99 11.78 12.81 13.95 13.73 12.98

Gas Natural no Aprovechado 0.03 0.04 0.05 0.05 0.05 0.06 0.06 0.06 0.06

% de aprovechamiento 99.48 99.49 99.56 99.56 99.57 99.57 99.59 99.59 99.59

Producción de gas• 12.95 12.62 12.31 12.17 11 .69

Vapores condensados recirculados 0.13 0.13 0.13 0.12 0.12

Autoconsumo 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

Bombeo Neumático 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

BN (He) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

BN (N2) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Conservación 0.39 0.38 0.37 0.37 0.35

Transferencia 12.59 12.27 11 .96 11.83 11 .36

Gas Natural no Aprovechado 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

% de aprovechamiento 99.59 99.61 99.61 99.62 99.62

•Gas producido asociado {no consideni n1tró1eno)

Tabla 19. Porcentajes de aprovechamiento para el Plan. (Fuente. PEP)

11 .38 10.90 10.85

0.12 0.11 0.11

0.05 0.04 0.04

0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00

0.00 0.00 0.00

0.35 0.33 0.33

11 .06 10.60 10.55

0.04 0.04 0.04

99.63 99.63 99.63

100 18S IPS ",.t3

95

85

80

o o ~

g CID ... ~

"' ... ~

~ o N

CD

~ O>

"' "' ~

~ o N

"' "' ~

"' "' "' "'

N U)

~

MAG Pro¡ramada (%) - MAG Real (%) - MAG Mínima(%)

.., U)

"' "'

.., U)

~

¡:¡ o N

.., U)

O> O>

Figura 17. Porcentaje de cumplimiento de aprovechamiento de gas a la vigencia de la Asignación. (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

Composición del Gas Natural Asociado a producir En cuanto a la composición del gas, PEP presenta datos actualizados. La Tabla 20 muestra la composición del Gas Natural Asociado representativa de la Asignación.

G

Plataforma Pozo Ayatsil-127

Fecha de muestra 16-feb-18

Ácido Clorhídrico -Ácido Sulfhídrico 21 .95

Agua -Aire -Cloro -Contenido de Condensados -Decanos+ -Dióxido de azufre -Dióxido de Carbono 22.83

o Etano 9.25 E .. Elileno -.., ~ Helio -e: ., Heptanos -en Hexanos 0.15 ~ e:

Hidrógeno .. -e: o i-8utano 0.55 Q.

E i-Pentano 0.48 o u Metano 32.44

Monóxido de Carbono -n-Butano 2.04

Nitrógeno 3.37

Nonanos -n-Pentano 0.6

Octanos -Oxígeno -Propano 6.34

Total 100

Peso Específico (kg/m3) 1093.3

en .. Peso Molecular (g/mol) 31 .62 .., .. Poder Calorífico (BlU/pie 832.17 .., .. Presión (kg/cm2

) 16 a. o a: Temperatura (ºC) 84

Densidad (k9/m3) 1093.3

Tabla 20. Análisis de la composición del gas. (Fuente: PEP)

Máxima relación Gas-Aceite a la cual los pozos pueden operar. PEP estima producir al campo Ayatsil por arriba de la presión de saturación, por lo tanto, no existiría liberación de gas en el yacimiento. La Tabla 21 presenta el valor de Relación Gas Aceite (RGA) máxima,

el cual será similar a la relación de solubilidad reportado en el PVT del pozo Ayatsi l-DL 1.

Formación Máxima

Cretácico 20.7

Tabla21. Máxima Relación Gas Aceite a la que podrá producir los pozos. (Fuente: Comisión con dato de PEP)

PEP no tiene contempladas actividades relacionadas con el aprovechamiento de gas, ~ ue éste

es superior al 98%. ~ p ~ fV"\

G

----------·----------------------------------------------------.

V. Mecanismos de rev1s1on 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 de Desarrollo, a continuación, en la Tabla 15 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos:

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Cumplimiento del tiempo programado para la Etapa de

Visualización El propósito de este indicador es asegurar que se cumpla con los

tiempos establecidos para la etapa de Visualización garantizando la

entrega a tiempo de los productos de la fase y optimizando el uso de los

recursos humanos que participan en el proyecto.

Porcentaje

T (V) real X=------*100

T (V) estimado

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Cumplimiento del tiempo programado para la Etapa de Conceptualización

El propósito de este indicador es asegurar que se cumpla con los tiempos establecidos para la

etapa de Conceptualización garantizando la entrega a tiempo de los productos de la fase y optimizando el uso de los recursos humanos

que participan en el proyecto.

Porcentaje

T (V) r eal X=------ * 100

T (V) estimado

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Cumplimiento del tiempo programado para la Etapa de Definición El propósito de este indicador es asegurar que se cumpla con los tiempos

establecidos para la etapa de Definición garantizando la entrega a tiempo de los productos de la fase y optimizando el uso de los recursos humanos que participan en

el proyecto. Porcentaje

T (V) r eal X= * 100

T (V) estimado

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Cumplimiento del tiempo real de entrega de Programa de

Intervención autorizado a UNP El propósito de este indicador es asegurar que se cumpla con los

tiempos establecidos para la

Grado de disponibilidad de equipos, materiales y servicios (EMS) de perforación

y terminación. El propósito de este indicador es gestionar la procura de los equipos, materiales y servicios críticos para la perforación y terminación de

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

Característica

entrega del Programa Autorizado a UNP, tiempo medido antes del inicio

de la intervención del pozo. Porcentaje

TEstimado X = * 100

T RE al de entrega

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Al final izar la perforación y prueba de un pozo

Nivel de convergencia al Limite Técnico

El propósito de este indicador es evaluar el grado aproximación del

tiempo de perforación y terminación real al tiempo establecido en el

Limite Técnico. Porcentaje

T (Perf + Term) real X= T(L0 *100

Al finalizar la terminación del pozo

Al final izar la terminación del pozo

Cumplimiento del gasto inicial de producción

El propósito de este indicador es evaluar el grado de certeza en la

estimación del gasto inicial de producción del pozo.

Porcentaje

Gip real X= * 100

Gip esperado

Al finalizar la term inación de un pozo

Al finalizar la terminación de un pozo

pozos establecidos en la Ingeniería Básica, soporte para su adquisición y contratación

oportuna. Porcentaje

MECD X= * 100

MECSP

Al finalizar la perforación y/o la terminación del pozo

Al finalizar la perforación y/o la terminación del pozo

Lecciones aprendidas

El propósito de este indicador es evaluar en qué grado se documentan y difunden las

Lecciones Aprendidas identificadas en la etapa de Evaluación del VCDSE de pozos

Porcentaje

L. A Difundidas X = L. A ldentif icadas * lOO

Al finalizar la perforación y terminación de un pozo

Al finalizar la perforación y term inación de un pozo

Éxito de desarrollo

El propósito de este indicador es evaluar el cumplimiento del compromiso de éxito de

desarrollo.

Porcentaje

N. pozose X= * 100

T.pozosperf

Al finalizar la perforación de un pozo

Al finalizar la perforación de un pozo

Exito en costo de perforación del pozo

77_,-

----------------------------------------------------------------·------------------------------------

Metas o parámetros de medición Unidad de

medida Fórmula o

descripción del indicador

Frecuencia de medición

Periodo de reporte a

la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

Característica

Metas o parámetros de

medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión Característica

Metas o parámetros de medición

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asertividad del costo programado de perforación del pozo.

Porcentaje

CReal. Perf X= •100

C. Prog. Perf

Informes trimestrales y al finalizar la perforación del pozo

Informes trimestrales y al finalizar la perforación del pozo

Exito en costo de terminación del pozo

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asertividad del costo programado de terminación

del pozo. Porcentaje

CReal. Term X= •100

C. Prog. Term

Éxito en el tiempo de perforación del pozo

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asertividad del tiempo programado de

perforación del pozo

Porcentaje

TReal. Perf X =-----•100

T. Prog. Perf

Informes trimestrales y al finalizar la Informes trimestrales y al finalizar la perforación terminación del pozo del pozo

Informes trimestrales y al finalizar la Informes trimestrales y al finalizar la perforación terminación del pozo del pozo

Exito en el tiempo de terminación del pozo

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asertividad del

tiempo programado de terminación del pozo

Porcentaje

TReal. Term X= •100

T. Prog. Term

Informes trimestrales y al finalizar la terminación del pozo

Informes trimestrales y al finalizar la terminación del pozo

Objetivos geológicos alcanzados

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de cumplimiento de los objetivos del

proyecto pozo.

Porcentaje

NObj - alcanzd OGA = •100

N. Obj - Prog.

Al finalizar la perforación del pozo

Al finalizar la perforación del pozo

Exito geométrico del pozo

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asertividad de la geometría de~ diseño real del pozo. ~

~ G

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

Porcentaje

L1=1 [OD/(MD¡ - MD¡_1 )]Progl EG = "n [ 2 ( ) ] L.i=l OD¡ MD¡ - MD¡_1 real

Al finalizar la perforación del pozo

Al finalizar la perforación del pozo

Característica Producción

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del

indicador

Frecuencia de medición

Periodo de reporte a

la Comisión

Determinar diariamente el contenido de agua y sedimentos en la corriente de hidrocarburos líquidos, de acuerdo con la

metodología de análisis y frecuencia de muestreo seleccionado según especificaciones contractuales aplicables

o de control de proceso locales.

Definir el estatus de cada día como dentro o fuera de especificación.

% días = (NF/N)*100

% días= Porcentaje de días fuera de especificación para el contenido de agua y sedimentos en hidrocarburos líquidos. NF= Número de días fuera de la especificación máxima de

contenido de agua y sedimentos. N= Número de días totales del mes. Dato fuera de especificación >13%

Anual

G

Producción Determinar el contenido de

Nitrógeno en la corriente de

hidrocarburos gaseosos, de acuerdo a la metodología de análisis y frecuencia

de muestreo seleccionado según

especificaciones contractuales

aplicables o de control de proceso locales. Definir el estatus de

cada análisis cromatográfico como

dentro o fuera de especificación.

% días = (NF/N)*100

% días= Porcentaje de días fuera de especificación para el contenido de Nitrógeno en hidrocarburos gaseosos. NF= Número de días fuera de la especificación máxima de contenido de Nitrógeno. N= Número de días totales del mes.

Dato fuera de especificación > 7%

Anual

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida Fórmula o descripción

del indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida Fórmula o

descripción del indicador

Frecuencia de medición

Periodo de reporte a la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida Fórmula o

descripción del indicador

Tabla 21. Indicadores de desempeño para el Plan de Desarrollo (Fuente: Asignatario).

Tiempo de perforación de Tiempo de reparaciones en pozo

un pozo Porcentaje de la diferencia del

tiempo Porcentaje de la diferencia del tiempo

promedio de perforación de un promedio de las reparaciones en pozo

pozo con respecto al programado

real con respecto al programado

Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

TP=(TPreal-TPplan) * l00 (TPplan)

TRP=(TRPreal-TRplan) * l00 (TRplan)

Al finalizar la perforación- Al finalizar la reparación-terminación de un terminación de un pozo pozo

Semestral Semestral

Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo

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

pozos de desarrollo perforados El éxito se considera cuando el pozo

contribuye a la producción del yacimiento Porcentaje

TEPD = Pozos delimitadores exitosos * 100 Tot al de Pozos del desarrollo

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Tasa de éxito de Reparaciones Mayores

reparaciones Porcentaje de reparaciones

exitosas con respecto al número total

de Porcentaje de la diferencia entre las reparaciones hechas El éxito reparaciones mayores realizadas

se respecto a las programadas en el año considera cuando existe

optimización de la producción en el pozo

Porcentaje Porcentaje

TER = Reparaciones exitosas * DRMA = RMAreal - RMplan * l00 Total de reparacíones

RMAplan 100

/77

Frecuencia de Semestral Semestral

medición Periodo de reporte a

Semestral Semestral la Comisión

Característica Tiempo de perforación de

Tiempo de reparaciones en pozo un pozo

Porcentaje de la diferencia Porcentaje de la diferencia entre los pozos

Metas o parámetros entre los pozos perforados en de medición el año respecto a los

terminados en el año respecto a los

planeados en el año programados en el año

Unidad de medida Porcentaje Porcentaje de desviación Fórmula o

descripción del indicador

DPP = PPreal-PPplan * l00 PPplan

DTP = TPreal-TPplan * l00 TPplan

Frecuencia de Semestral Semestral

medición Periodo de reporte a

Semestral Semestral la Comisión

Característica Producción Gasto de operación Porcentaje de desviación de la

Metas o parámetros producción acumulada del Porcentaje de desviación del gasto de

campo o yacimiento real con operación real con respecto al programado en de medición

respecto a la planeada en un un tiempo determinado tiempo determinado

Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción del DPA = PAr eal-PPplan * l00

PAp lan DGO = GOreal-GOplan * l00

GOplan

indicador Frecuencia de

Semestral Semestral medición

Periodo de reporte a Semestral Semestral

la Comisión

Característica Desarrollo de reservas Metas o parámetros Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al

de medición programado en un tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción del DDR = DRreal-DRplan * l 00

DRplan

indicador Frecuencia de

Semestral medición

Periodo de reporte a Semestral

la Comisión

Característica Factor de recuperación Productividad Porcentaje de la diferencia

Metas o parámetros entre el factor de recuperación Producción promedio de un pozo o grupo de de medición real con respecto al planeado pozos entre el total de pozos

a un tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desviación Barriles por día (bd)

A t'(\ y(

49 ~

Fórmula o Producción diaria promedio de un pozo o descripción del DFR = FRreal-FRpl an * l00 grupo de pozos dividida entre el número de

FRplan indicador pozos en el grupo

Frecuencia de Semestral Semestral

medición Periodo de reporte a

Semestral Semestral la Comisión

Característica Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural Porcentaje de la diferencia

Porcentaje de la diferencia entre el Metas o parámetros entre el contenido nacional

de medición utilizado respecto al aprovechamiento de gas real respecto al

programado programado

Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación Fórmula o descripción DCN = CNreal-CNplan * l00 DAGN = AGNreal-AGNplan * l 00

del indicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

CNplan AGNplan

Semestral Semestral

Semestral Semestral

Tabla 22. Indicadores de desempeño para el Plan de Desarrollo (Fuente: CNH).

Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en el Plan, la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa.

Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7 fracción 11 y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XII I de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento d~ las principales actividades que realice el Asignatario en la Asignación, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esté de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipo de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 21.

Porcentaje Actividad Programadas Ejercidas de

desviación Perforación 33 Terminación 33 RMA 10 RME 837 Duetos 5 Infraestructura 1

Tabla 21. Indicador de desempeño de las actividades ejercidas (Fuente: Comisión).

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

respecto de las erogaciones contempladas

1

en

5

~1 ;lan, com;;;a e\ a~ r/'\ '2L

Act1v1dad Sub-Act1v1dad Programa de Erogaciones erogaciones e¡erc1das (MMUSD) (MMUSD)

Construcción Instalaciones (1) 326.63 General (2) 672.34

Desarrollo Otras Ingenierías (3) 2.17

Perforación de pozos 968.26

Construcción Instalaciones (4) 275.43

Duetos 128.08

General (5) 14,324.71

Ingeniería de yacimientos 1.52

Producción Intervención de pozos 1,883.90 Operación de instalaciones de

197.67 producción

Otras ingenierías (6) 4.92 Seguridad, Salud y Medio

10.04 Ambiente

., .. (1) Construcc1on de mstalac1ones terrestres y marinas. Construcc1on y tendido de duetos. (2) Plan de desarrollo con ingeniería de detalle. (3) Diseño de duetos. (4) Construcción y/o adaptación de infraestructura u otras facilidades. (5) Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto. (6) Ingeniería de detalle para reacondicionamiento de instalaciones.

Tabla 22. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (Fuente: Comisión con datos de PEP).

Indicador Programa de Erogaciones/ e¡erc1das

iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento de la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito de dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como se muestra en la Tabla 23.

Fluido 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Producción de aceite programada

46.9 73.1 88.6 99.1 106.2 115.4 125.7 123.7 116.9 (mbd) Producción de aceite real (mbd) Porcentaje de desviación Producción de gas programada 5.3 8.3 10.1 11.3 12.1 13.2 14.3 14.1 13.3 (mmpcd)* Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de desviación

Fluido 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Total Producción de aceite programada

113.4 110.5 107.7 106.5 101.9 99.1 94.7 94.2 618.2 (mbd) Producción de aceite real (mbd) Porcentaje de desviación Producción de gas programada

12.6 5.3 8.3 10.1 11.3 12.1 13.2 14.3 70.7 (mmpcd)* Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de desviación

* Pronóstico de producción, no incluye libranzas, cierres operativos, fallas de equipos y malas condiciones climatológicas . Año

2018 corresponde real enero-mayo y proyección junio-diciembre

Tabla 23. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la producción reportada (Fuente: Comisión con datos del Asigna/ario)

VI. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil , 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.

En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector de Hidrocarburos (ASEA o Agencia) mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/1096/2018 recibido el día 20 se septiembre del presenta año , con fundamento en lo establecido en el artículo 5 fracción XXIV de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, 4 fracción XV, 18 fracciones 111 , IV y XX, 25 fracción XX del Reglamento Interior de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, informó, entre otras cosas lo siguiente:

• La Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil , se encuentra amparada en la autorización número ASEA­PEM16001 C/AI0417, del Sistema de Administración del REGULADO, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Activo integral de Producción Bloque AS01-02, con número de identificación: ASEA-PEM 16001 C/AI0417-08.

• A la fecha el REGULADO no ha informado a la AGENCIA las actividades que plantea realizar en el marco de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil.

Por lo anteriormente expuesto, Comisión hace de su conocimiento que la Agencias en el oficio antes mencionado señala que para efectos de encontrarse amparadas en la autorización número ASEA­PEM16001C/A10417, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro de la Modificación al Pian de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil , el REGULADO deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente:

• Cumplir con lo establecido en el RESUELVE TERCERO del oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, mismo que a la letra dice:

TERCERO. - Previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con la aprobación de la COMISIÓN. la Empresa Productiva del Estado Subsidiaria de Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante la AGENCIA, la aprobación que la COMISIÓN en su momento le otorgue, para efectos de encontrarse amparadas por la presente autorización.

Aunado a lo anterior, cabe señalar que el REGULADO está obligado a dar cabal cumplimiento a los TÉRMINOS y RESUELVES establecidos en el oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, y en el oficio de modificación ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, así como a los demás documentos oficiales que se hayan emitido con relación a las Asignaciones de Extracción, Asignaciones de Exploración y Extracción y al Contrato, amparados en la autorización número ASEA-PEM16001CIAI0417; así como al trámite con homoclave "ASEA-00-025 denominado Aviso por modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado el Sistema de Administración":

VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil 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.

En la información presentada por el Asignatario se observa el siguiente porcentaje de cumplimiento de Contenido Nacional:

Porcentaje de Contenido Nacional

30.72% 31.54% 32.70% 33.60% 34.61% 35.71% 36.81% 38.00%

Tabla 24. Porcentaje de Contenido Nacional (Fuente: SE).

En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante oficio UCN.430.2018.356 recibió el 18 de septiembre de 2018 en la Comisión, suscrito por el Titular de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético, señaló que con base en la información presentada para el periodo 2018-2025, se considera probable que se cumpla con las obligaciones en materia de Contenido Nacional, en consecuencia, tiene una opinión favorable con respecto al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional que se util izara para la modificación del Plan de Desarrollo para la Asignación A-0032-M Campo Ayatsil.

c.

VIII. 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), e), 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

La toma de información propuesta a realizar en la Asignación, a través de las perforaciones e intervenciones de pozos programadas permitirán, a través de la toma de información como registros eléctricos o toma de núcleos, identificar las causas, problemática y riesgos existentes en los yacimientos, para así desarrollar un mejor conocimiento sobre el yacimiento Cretácico del campo Ayatsil. Aunado a lo anterior, el uso de tecnología como los sensores de fondo, permitirán conocer el comportamiento de la presión de yacimiento lo cual coadyuvará a conocer el potencial del yacimiento e implementar sistemas de recuperación secundaria y mejorada, acelerando de estar forma el desarrollo del potencial petrolero de la Asignación y del país.

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

De acuerdo con la estrategia de extracción y el desarrollo de las actividades físicas propuestas (periodo 2018-2034) en la modificación al Plan de Desarrollo por el Asignatario consistentes en incorporar 33 pozos adicionales con objetivo en Cretácico, así como 1 O RMA y 837 RME (reconversiones BEC, limpiezas, estimulaciones) para el mantenimiento de la producción, contribuyen a elevar el factor de recuperación de aceite de 18.4 % y 20.3 % para el gas natural asociado, correspondiente a 618.2 MMb y 70.7 MMMpc respectivamente.

c) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país

Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecución de la modificación del Plan de Desarrollo en el periodo 2018-2034 consisten 33 perforaciones y terminaciones, 10 reparaciones mayores y 837 reparaciones menores. Por lo que se determina que la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo promueve el desarrollo de las actividades de exploración y extracción mediante el desarrollo de nueva infraestructura y la información del yacimiento permitirá llevar a cabo un buen esquema de explotación.

d) La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos 777

La estrategia de explotación que presenta el Asignatario para los yacimientos de la Asignación A- ~ 0032-M-Campo Ayatsil se basa en un plan de administración de yacimientos sustentado en mejores prácticas, aplicación de tecnologías y lecciones aprendidas. La recuperación de hidrocarburos del campo Ayatsil en el yacimiento Cretácico, en la actualidad se sustenta con la recuperación primaria.

Con relación a la perforación de pozos, se utilizarán sartas direccionales con motor de fondo y/o ('--

sistema rotatorio, herramientas de monito~e::~ tiempo re: ; de inf~ ~ e ':,e

perforación como por ejemplo registros eléctricos, temperatura, densidad equivalente de circulación en fondo, inclinación y azimuth de la barrena, lodo base agua de mar con aditivos líquidos, herramientas con rotación para colocar tuberías de revestimiento.

Con relación a la terminación de pozos, la tecnología a utilizar es aparejos de producción con sistema BEC {el cual ha sido utilizado desde el inicio de producción del campo debido a que la presión no es suficiente para llevar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie), y sensores de presión/temperatura instalados, entre otros.

El fluido producido en Ayatsil, es acondicionamiento a través de la dilución con CLM para el transporte de la producción y para obtener una mezcla que pueda tener una calidad comerciable, para lo cual se utilizarán mezcladores en superficie para asegurar el mezclado eficiente entre las corrientes del crudo extrapesado y el CLM. Debido al incremento de producción esperado, se instalará una bomba multifásica adicional para cubrir el manejo de crudo pesado.

Una vez analizada la información remitida por PEP, la Comisión concluye que las tecnologías propuestas a utilizar por el Asignatario son adecuadas para las actividades de Extracción de Hidrocarburos dentro de la Asignación, las cuales, contribuyen a maximizar el factor de recuperación, asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la propuesta de Plan de Desarrollo se determina que el proyecto se ejecutara 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 aprobó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación mediante Resolución CNH.E.37.002/18, a la fecha de aprobación 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 al programa de aprovechamiento.

f} Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

Como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por el Operador, en atención a las siguientes consideraciones:

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

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19,

\~~

fracciones 1, 11 , 111 , IV, V, 21 , 22, 23, 24, 25, fracción 1, 11 , 111 , IV, VI, 26, 27, 28, fracciones 1, 11 , 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.

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

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

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la . Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos del Oficio

250.714/2018 de fecha 12 de noviembre de 2018, a lo cual mediante Oficio 352-A-158 con fecha del 20 de noviembre de 2018 se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Operador Pemex Exploración y Producción, " ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatario; (i) permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida, de conformidad con los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos expedidos por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y (ii) dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diversas, se prevea la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de asignación o áreas contractuales de las que provengan", resaltando que la determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos, se puede determinar de conformidad con lo establecido en los L TMMH, y que la metodología por el banco de calidad deberá ser implementado.

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos por el Operador, cumplen con las disposiciones previstas en los L TMMH, por lo cual dicha Secretaría está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos.

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

a. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en la Tabla 16 del presente Dictamen Técnico.

b. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH, así como dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los LTMMH.

c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, el Asignatario deberá de realizar los diagnósticos de conformidad con los programas presentados.

d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación Ayatsil en los Puntos de Medición, el Asignatario deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el presente Dictamen Técnico y el Plan de Desarrollo presentado.

e. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la CNH, en el Anexo I de los LTMMH,

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la Comisión, resolver en sentido favorable la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil una vigencia hasta el año 2034, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos. Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan se alinea con los principios establecidos en 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.

Lo anterior en el entendido de que continuaran vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la terminación de la presente Asignación, Incluyendo las relativas al Abandono, Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente, en términos de lo dispuesto en el Titulo de Asignación, así como la normativa aplicable.

Sin menoscabo de lo anterior y previo a la ejecución de las actividades del Plan, el Asignatario deberá contar con las autorizaciones, aprobaciones, permisos y demás actos administrativos o requisitos para realizar las Actividades Petroleras conforme a la Normatividad Aplicable.

IX. Recomendaciones

Derivado del análisis técnico realizado a la información presentada por el Asignatario se estima necesario realizar las siguientes recomendaciones:

Continuar con la caracterización dinámica del yacimiento integrado información de sensores permanentes en los pozos. Realizar las actividades necesarias para identificar el Contacto Agua-Aceite, lo cual permitirá realizar una mejor estimación de las reservas del campo que permitan planificar de manera eficiente de desarrollar del campo en condiciones económicamente viables.

Adecuar y optimizar infraestructura, para evitar el sobredimensionamiento y de esta forma asegurar la estabilidad del flujo.

Administrar el ritmo de vaciamiento, así como de las actividades de desarrollo del yacimiento Cretácico correspondiente a la Asignación A-0032-M- Campo Ayatsil , lo anterior considerando que el campo presenta una declinación mayor a la estimado por el en declinación debido a la disminución de presión como resultado del volumen extraído de hidrocarburos, dando como resultado el avance de los contactos agua­aceite y gas-aceite y la disminución de la ventana operativa de aceite, lo cual podría afectar la estrategia de desarrollo a largo plazo.

Evaluar escenarios que consideren la aplicación de procesos de recuperación mejorada de producción, así como la evaluación integral de campos vecinos que comparten características similares del sistema roca­fluido, mecanismos de producción de los yacimientos, y el uso infraestructura, con la finalidad de optimizar los procesos de producción y administración de yacimientos. Se recomienda atender lo dispuesto por los Lineamientos de Recuperación secundaria y mejorada.

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 5S. 7.DGDE.007 4/2017 entregada por el Asignatario a la Comisión, durante el proceso de evaluación de la solicitud de modificación (\/ al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil. ~

ING. ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO

Director General Adjunto

Dirección General de Dictámenes de Extracción

Director de Área

Dirección General de Comercialización de Producción

ELABORÓ

MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA

Directora General Adjunta

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

/

MTRA. MARÍA AD

Directora General

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

ELABORÓ

~ -ING. MARIANA SANCHEZ COLIN

Directora de Área

Dirección General de Medición

REVISÓ

MTRA Ut:z MORENO

Directora General

Dirección General de Medición

Unidad Técnica de Extracción

Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 19, 29, 31, 31 BIS y 35 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0032-M-Campo Ayatsil.