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ASIGNACIÓN A-0278-M-C
DICTAMEN TÉCNICO DE PLAN DE DESARROLLO DE HIDROCARBUROS
MODIFICACIÓN AL ARA LA EXTRACCIÓN
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Marzo 2019
Comisión Nacional
e CONTENIDO ...................................................................................................................................................... 2
l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARIO ..................................................................................... 3
11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA
INFORMACION ..•...•.........................•••.................................•....•........................••.•.....•.....•.................. 5
111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ................................................................................. 6
IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN .................................................. 7
A) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN ....................................... ?
B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ............... 8
C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ........................................................................................................................... 9
D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FÍSICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLL0 ......................................................................................................................................................................................................... 11
E) POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR .................................................................................................................................................... 14
G) COMPARATIVO DEL CAMPO POL A NIVEL INTERNACIONAL. .................................................................................................................. 17
H) EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................................................................................................................................... 20
1) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................................................ 24
A. CRITERIOS Y EVALUACIÓN DE LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ............................................................................................... 30
B. SOLICITUD OPINIÓN SECRETARÍA DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO (SHCP) ..................................................................... 33
J) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ........................................................................................................................................................ 37
K) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................................................................................................................... 37
V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA. EXTRACCIÓN Y
MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA. MODIFICACIÓN AL PLAN ......................................... 41
VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ......................................................................... 45
VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL ......................................... 47
VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................................... 48
A) ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS ...................................... 48
B) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACION Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES .......................................... 48
C) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS
D)
E)
F)
EN BENEFICIO DEL PAÍS .................................................................................................................................................................................................... 48
LA UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MÁS ADECUADA PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS, EN FUNCIÓN DE LOS RESULTADOS PRODUCTIVOS Y ECONÓMICOS ............................................. 48
EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL... ............................................................................................................ 49
MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ............................................................................... 49
IX. RECOMENDACIONES ...................................................................................................................... 55
l. Datos generales del Asignatario -------------------~~~ El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación A-0278-M-Campo Poi, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, Asignatario, Pemex o PEP), por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Aseguramiento Tecnológico, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de enero de 2017. Los datos se muestran en la Tabla l.
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
Colindancias
Descripción
A-0278-M - Campo Poi
Aguas Territoriales del Golfo de México
43.67 Km 2
13 agosto de 2014
20 años a partir del 73 de agosto de 2074
Extracción de hidrocarburos
3721 md
No aplica
Brecha Paleoceno - Cretácico Superior
A-0042-M - Campo Batab (al Norte) A-0089-M - Campo Chuc (al Sur) · A-0007-M - Campo Abkatún (al Este)
Tabla J. Datos Generales Asignación A-0278-M - Campo Poi. (Fuente: Comisión con información de PEP)
La Asignación en comento se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco, aproximadamente a 130 km al noreste de la Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) y a 79 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 36 m. El polígono de la Asignación y su ubicación dentro de la república mexicana se representan en la Tabla 2.
777 6
3
Nl•I
·---,.--.... ....... _.
,. _ ....... r.a., -
.. ' / ' / ,,
A ors ,1 . Canpo Poi
---0 la,1 !50 km 12~0 km
Vértice
l 2 3 4 5 6 7 8 9
Figura 7. Ubicación de la Asignación A-0278-M-Campo Poi. (Fuente: Comisión)
Longitud Latitud Norte Vértice Longitud Oeste Oeste
92° 15' 30" 19° 16' 00" lO 92° 15' 00" 92º 15' 30" 19º 15' 30" ll 92º 17' 30" 92º 13' 30" 19° 15' 30" 12 92º 17' 30" 92° 13' 30" 19° 14' 00" 13 92º 18' 30" 92° 14' 00" 19° 14' 00" 14 92º 18' 30" 92°14' 00" 19° 13' 00" 15 92° 19' 00" 92° 14' 30" 19° 13' 00" 16 92° 19' 00" 92° 14' 30" 19º 12' 30" 17 92º 17' 30" 92º 15' 00" 19° 12' 30" 18 92° 17' 30"
Latitud Norte
19° 13' 00" 19° 13' 00" 19° 13' 30" 19º 13' 30" 19° 14' 00" 19° 14' 00" 19° 15' 30" 19° 15' 30" 19° 16' 00"
Tablo 2. Coordenados geográficos de los vértices de la Asignación A-0278-M-Compo Poi I (Fuente: Comisión con información de PEP, 2078).
¿t y ~
77/7 t
4
11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación de la información
El proceso de evaluación técnica, económica y dictam en de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto por PEP, involucró la participación de cinco direcciones administrativas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión): la Dirección General de Dictámenes de Extracción, Dirección General de Medición, D irección General de Reservas y Recuperación Avanzada, D irección General de Comercia lización de la Producción y la Dirección General de Estadística y Eva luación Económica. Además, la Agencia Naciona l de Seguridad Ind ustrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA). quien es la autoridad competente para evalua r el Sistem a de Administración de Riesgos y la Secretaría dé Economía (en adelante, SE). quien es la autoridad competente para eva luar el porcentaje de Contenido Nacional.
La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0153/2018 Dictam en Técnico de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0278-M-Campo Poi de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.
PEP-OG-SAPEP-CCR-2074-2018 Solicitud de mod1f1cac1on del
Plan de Desarrollo para la Extracc,on 25/09/2018
250.594/2018 Sohc1tud de op1n1on Sistema de Adm1ntstrac10n de A1esgos ASEA
04/10/18
PEP-OG·SAPEP·CCR-2402-2018 Atenc1on a la prevencion
07/11/2018
PEP-OG-SAPEP-CCR-186-2019 Atenc1on a la comparecencia
24/01/2019
PEP-DC-SAPEP.c:;CR-2101-2018 Alcance al of1c10 PEP-DG.
SAPEP-GCA-2074-2018 01/10/2018
2IUIJ/2GII Prevenaón de ,nfo,maoón
15/tO/ZOII
ao..'7SIIJOII 0eclara1or a de suf1C111nC1a da
,nformacion 04112/Z018
UCN.430.2019.0073 Op1r11ón de cumphm1ento de
Contenido Nacional SE 05/02/19
.. 1
250.593/2018 Sohc1tud de op1nton de
cumphm1enco de Contenido Nacional SE 04/10/2018
ASEA/UCI/OGCEERC/1197/2018 Opin,ón Sistema de
Adm1n1strac,on de Riesgos ASEA 19/10/2018
Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resoluc ión
(Fuente: Comisión)
5
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 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la
observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la
tecnología y el Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto permitan maximizar el
Factor de Recuperación, en condiciones económicamente viables, el programa de
aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de
Hidrocarburos.
La Comisión consideró 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 para la Extracción.
Al respecto, se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo
para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, 40, fracción 11, inciso h), 41, y el Anexo 11 de los Lineamientos.
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el
Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el
artículo 39 de la Ley de los órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así
como los artículos 7, 8 fracción 11, ll, 20, 40, fracción 11, inciso 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, y
f) Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del Anexo 11 ~
de los Lineamientos. ¿} 7 ,-¡ y
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6
IV. 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-0278-M-Campo Poi se
muestran en la Tabla 3.
Características generales
Área (km2)
Año de descubrimiento
Fecha de inicio de explotación
Profundidad promedio (mvbnm)
Elevación (m)
Pozos
Número y tipo de pozos perforados
Productores
Fluyentes
Cerrados (Incluye un inyector)
Taponados
Letrina
Total
Tipo de sistemas artificiales de producción
Era, período y época
Cuenca
Play
Régimen tectónico
Ambiente de depósito
Litología almacén
Mineralogía
Saturaciones
Marco Geológico
Propiedades petrofísicas
(Especificar tipo de saturación como inicial, irreductible, de agua, gas, aceite, etc.) Porosidad y tipo
Permeabilidad (mD)
(Especificar tipo como absoluta, vertical, horizontal, etc.)
Espesor bruto promedio (m)
Espesor neto promedio (m)
Relación neto/bruto
Propiedades de los fluidos
Yacimiento Brecha PaleocenoCretácico Superior
57
1980
1981
3,880
34
Pozos de Desarrollo
Total de productores 1
1
21
Total de taponados 10
Total de pozos letrina 4
Total de pozos 36
Ninguno
Mesozoico/ Cretácico Superior
Cuenca del Sureste
Cretácico
Compresiona!
Talud Distal
Calizas dolomitizadas
Calizas y Dolomías
14.8
14.8
9.9 / Efectiva
591
128
22%
Tipo de hidrocarburos
Densidad del aceite a condiciones de Pb y Ty (g/cm3)
Densidad API a condiciones de superficie
Viscosidad (cp) a condiciones de Pb y Ty
Viscosidad (cp) a condiciones de superficie
Relación gas - aceite inicial/ actual (m3/m3)
Bo inicial/ actual (m31m 3)
Calidad y contenido de azufre
Presión de saturación o rocío (kg/cm2)
Factor de conversión del gas (b/Mpc)
Poder calorífico del gas neto (BTU/pc)
Propiedades del yacimiento
Temperatura (ºC)
Presión inicial (kg/cm2)
Presión actual (kg/cm2)
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 (%)
Datos re feridos ol 31 d e diciembre de 2017.
Extracción
Aceite negro
Sin descripción
36.l
0.266
Sin descripción
196 /240
1.74 /1.60
1.20
240
0.20547
1,438
134
406
196
Expansión roca-flu ido y Empuje hidráulico
No aplica
No aplica
4,754 bd
177,896 bd
(dic-1992)
12
Tabla 3. Propiedades de los yacimientos que integran la Asignación A-0278-M - Campo Poi.
(Fuente: PEP, datos presentados en la solicitud de modificación al Plan en septiembre de 2018)
b) Motivo y Justificación de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
77-¡ PEP presenta la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, t con corte de actividad al año 2017 y la modificación propuesta inicia una vez
aprobado el presente Dictamen. Es necesario mencionar ~ ha real izad; I 5
- '""''""" ' . . . "-•11~,ir-11~ .. 11 ......
8
actividades de operación segura y mantenimiento, principalmente en el Centro de
Proceso Poi-Ay de continuidad a la extracción de la reserva remanente del campo.
PEP señala que el comportamiento del campo Poi resultó mejor de lo esperado, habiendo producido 3.3 millones de barriles de aceite y 5 mil millones de pies cúbicos
de gas de 2015 a 2017 que representan un cumplimiento satisfactorio, debido a que
en el Plan vigente se tenía pronosticado recuperar un volumen de 5.4 millones de barriles de aceite y 9.9 mil millones de pies cúbicos en el periodo de 2015 a 2025.
Para continuar con el desarrollo del campo se proponen las actividades de reparación menor (en adelante, RME). taponamiento y actividades de abandono.
Con base en el artículo 40 fracción 11 inciso h) de los Lineamientos, el Plan de
Desarrollo para la Extracción de la Asignación del Campo Poi se modifica debido a:
• Existe una variación en el monto de inversión mayor al 20%;
En el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente se tenía contemplado realizar una
inversión de 105.62 MMusd en el periodo 2014-2034, sin embargo, durante 2015-2017
se ejerció un monto de 186.06 MMusd, utilizados en el mantenimiento de las
instalaciones (principalmente en el CPPA), esto quiere decir que se rebaso la
inversión por 80.44 MMusd.
Aunado a lo anterior, el Operador propone erogar un monto de 708.07 millones de
dólares a 2027. Lo que representa un incremento de 746.53%, respecto de lo
originalmente propuesto en el Plan vigente.7
cJ Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos
La siguiente información (Figura 3) muestra la evolución anual de las reservas de
campo Poi. v Y-
7 7/ tf
~ /:0 ~
1 Todos los montos señalados 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.
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2015 2016 2017 2018
Año
■ lP ■ 2P 3P
Figura 3. Evolución de las reservas de aceite de la Asignación en el periodo 2075-2018. (Fuente: Comisión)
El volumen de hidrocarburos a recuperar planteado por el Operador Petrolero, dentro de la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, es de 2.6 millones de barriles de aceite, y 3.6 miles de millones de pies cúbicos de gas, ambas cifras de Reservas, estimadas al l de enero de 2018.
Los volúmenes por recuperar propuestos en la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción se encuentran asociados a la categoría Probada, lo cual es consistente con la información presentada por el Operador Petrolero en el Procedimiento Anual de Cuantificación y Certificación de Reservas al l de enero de 2018.
Cabe resaltar que el volumen por recuperar planteado por el Operador Petrolero en la solicitud de modificación supone un incremento significativo respecto de lo planteado en su Plan de Desarrollo para la Extracción vigente. Siendo este incremento aproximadamente del 10% para el caso del aceite, aunque también supone un decremento significativo respecto del Plan vigente, el decremento es del 13% para el caso del gas.
Año Yacimittrtto
2018 Bp-Ks
Categoría de
reserva
1P
2P
3P
Factor de Volumen original recupe,ración
final
Aceite Gas Aceite Gas Aceite
MMb natural MMMpc
% % MMb
2253 02 2445.36 42 44 37.26 2 60
2253 02 2445 36 42.44 37 26 2 60
2253.02 2445 36 42.44 37 26 2 60
•Los totales pueden no coincidir por redondeo de cifras. 1. Producc,on acumulada al 31 de d1c1embre de 2017
Reserva Remanent•
Gas
MMMpc
360
360
3.60
Condensado
MMb
0036
0036
0036
Producción Acumulada ftl
PCE" Aceit• Gas
MMb MMb MMMpc
3.34 953 58 907 54
3 34 953 58 907 54
3.34 953 58 907 54
Tabla 4. Volumen de reservas certificadas al 1º de enero de 2018 para la Asignación. (Fuente: PEP)
10
Factor de
Volumen original Categoría recupe ración Rese rva remanente
Producción de reservas
Final acumulada
Año
Aceite Cas Aceite Cas Aceite Cas Condensado Pee- Aceite Cas
MMb natural 1P, 2P o 3P MMMpc % % MMb MMMpc MMb MMb MMb MMMpc
2253 02 2445.36 1P 42.44 37.26 2.60 3,60 0036 3.34
2018° 225302 2445.36 2P 42.44 37.26 2.60 3.60 0 .036 3.34 953.58 907.54
2253.02 2445.36 3P 42.44 37.26 2.60 3.60 0036 3.34
2253.02 2445.36 1P 42.42 37.22 3.40 4.22 0043 4.13
2017 2253.02 2445.36 2P 42.42 37.22 3.40 4.22 0043 4.13 952.43 906.05
2253.02 2445.36 3P 4 2.42 37.22 3.40 4.22 0043 4.13
2253.02 2445.36 1P 42.43 37.35 4 .91 8 .99 0 .122 6.52
2016 2253.02 244536 2P 42.43 37.35 4 .91 8 .99 0122 6.52 95113 904.38
2253.02 2445.36 3P 42.43 37.35 4 .91 8 .99 0 .122 6.52
2253.02 2445.36 lP 42.43 37.33 583 10.34 0.105 7.76
2015 2253.02 2445.36 2P 42.43 37.33 5.83 10.34 0 .105 7.76 950.22 90251
2253.02 2445.36 3P 42.43 37.33 583 10.34 0.105 7.76
• Reservas cenificada s 2018 "Valores de PCE esr,mados con Fac. Eqwv. de cedulas 2018 Nora: Las cifras pueden no coincidir por el redondeo.
Tabla 5. Reservas certificas del periodo 2015-2018 de la Asignac ión. (Fuente: PEP)
d) Comparativo de la actividad física del Plan vigente contra la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
El Plan de Desarrollo para la Extracción vigente como Compromiso Mín imo de Trabajo: l perforación, l terminación, 3 reparaciones mayores con una inversión de 71 MMusd para el período de 2015 - 2034, y un volumen de producción de 5.41 MMb de aceite y 9.90 MMMpc.
La nueva propuesta del Plan de Desarrollo para la Extracción considera 3 reparaciones menores (incluye estimulaciones). 26 taponamientos y actividades de abandono, con la inversión de 837 MMusd, que permitirán recuperar para e l período 2018 - 2021 un volumen de 2.6 MMb de aceite y 3.6 MMMpc de gas.
En la Tabla 6 se p resenta un comparativo de la actividad física aprobada en el Plan vigente, la actividad física Rea l ejecutada por el Asignatario a 2017 y la actividad física propuesta por PEP a realizar en la presente solicitud de modif icación al Plan de Desarrollo para la Extracción. El Plan propuesto refiere las Actividades pet roleras 77 7 re lacionadas con la recuperación de la reserva remanente en e l horizonte de ¡,t\. producción de la Asignación; es decir, que las Actividades de extracción están (\'' previstas al año 2021 y desde el año 2020, comenzarán las Act iv idades de abandono,
,--; ando en 2040. )' ~
11
Perforación y Terminación
Reparación mayor
Reparación menor
Taponamientos Actividades de Abandono Reserva (1P)
Reserva (2P)
Reserva (3P) Volumen de aceite a extraer Volumen de gas a extraer Inversión
Número
MMbpce
MMb
MMMpc
MMusd Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo
3
8 .77111 4.13121
8 .77 nl 4_13121
8.77 nl 4_13 121
5.4 1 4.5
9.90 6.2
71141 179141
1. La reseNa del Plan Aprobado son las reseNas certificadas al 1° de enero de 2014 2. La reserva real corresponde a las reseNas certificadas al 1° de enero de 2017
3
26
16151
3.34131
3.34 131
3.34 131
2.60
3.60
837141
3. La reseNa remanente certificadas del Plan Propuesto corresponde a la reseNa IP certificadas al 1º de enero de 2018 4. De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador. 5. Las actividades de abandono estón contempladas hast a el año 2040
Tabla 6. Comparativa de act ividad física entre el Plan Aprobado y el Plan Propuesto de la
Asignación. (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
La comparación de avance para el periodo comprendido de enero de 2015 a noviembre de 2018 para la actividad física y para el periodo comprendido de enero de 2015 a septiembre de 2018 para la inversión y gastos de operación, entre lo real ejecutado por PEP y lo contemplado en el Plan vigente para la Asignación A-0278-M- Campo Poi, se muestra en la Tabla siguiente (Tabla 7).
2015 1.68 2.49 3.17 5.14 o o o o o 2016 0 .93 3.55 l.81 4.30 o o o o o 2017 0 .59 3.15 1.14 3.83 o o o o o 2018 1.81 3.03 3.32 3.73 l o o o
1. Información presentada por el AsIgnatano 'Inversiones del Plan vigente referidos a pesas@2018 (TC 18. 7 $/usd y un factor de 1nflac1on de 1.15} "Inversiones de lo rea l ejecutado: 2015 a pesos@2018 /TC 18. 7 $/usd y un factor de inflación de 1.12)
o o 6
o 2.47 63
o 26.30 110
o 4 .57 38.26
2016 a pesos@2018 /TC 78.7 $/usd y un factor de inflac1on de 1.08) 7 7 2017 a pesas@2018 (TC 78. 7 $/usd y un factor de inflación de 1 05) 7 t 2018 o pesos@2018 (TC 18. 7 $/usd y un factor de mflacion de 1.00)
Tabla 7. Com paración de avance entre el Plan vigente vs. real ejecutado, en la A-0278-M-Cam po
(Fuentec Com;s;ón con lo ;n:a~~oóón pcesentodo po, PEP) )' J ~
12
En las Figuras 4 y 5 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de producción de aceite y gas, producción acumulada del Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, cifras reales a d iciembre de 2018 y la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación.
40
35
30
25
'O
!20 o o
1 5
, o
os
90
80
70
60
j 50 Q.
:::!' :::!' ~40
30
20
1 O
00 2013 2015
- Qo histórico
Plan Nuevo
- Plan Vigente (RO)
F,n d• v 1,enc1a •• &a MlgnM;on
-• 2031 2033 203S
Figura 4. Perfiles de producción asociadas del Campo Poi.
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
lnkkt de-l Pion
Pro,x,.sto
2017 2019 2021 2023
- ag histórico
~ Plan Nuevo
- Plan Vigente (RO)
Fin dt Vl~nc.wi d• I• A.s1grudon
' ~ u.. .. -..o ~ del PIM\ llprobado
---2025 2027 2029 2031 2033 2035
Figura 5. Perfiles de producción asociadas del Campo Poi. {Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
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 2.6 MMb de aceite, y 3.6 MMMpc de gas hidrocarburo lo que equivale a 3.34 MMbpce de petróleo crudo equivalente para el periodo comprendido hasta el límite económico, el cual finaliza
en 2021 y no hasta 2025 debido a que se recuperaron más rápido el aceite y el gas,/ p la información presentada por el Asignatario. 77 7 y' _,, ~
- ,, . .,., .... '. 11.,.111 ,,,.
1 h,I••• ut~,,..,, 13
'
e) Pozos perforados y pozos a perforar
En la Asignación A-0278-M-Campo Poi se tienen 36 pozos perforados, de los cuales 1 actualmente es productor fluyente, 21 adicionales se encuentran cerrados, 4 pozos letrina y 10 más taponados.
En la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la
Asignación A-0278-M- Campo Poi, se considera la continuidad de operación de los pozos actualmente productores y no se tienen contempladas actividades de perforación.
f) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción
Actua lmente la Asignación A-0278-M- Campo Poi produce hidrocarburos del yacimiento Brecha Paleoceno - Cretácico Superior.
• Alternativas de desarrollo evaluadas
Con el objetivo de proponer la mejor alternativa para la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, el Asignatario planteó tres que se describen en la Tabla 8, las cuales están enfocadas a la recuperación de la reseNa remanente.
. . Alternativa 1 1
. 2 1
. Caracterist1cas (S 1 • d ) A ternat1va A ternat1va 3
Actividades físicas (Perforación y Terminación)
Actividades física:5 (RMA) Actividades físicas (RME) Producción aceite (MMb) Producción gas (MMMpc)
Volumen de PCE a recuperar (MMbpce)
Factor de recuperación final de aceite(%)
Gastos de Operación (MMusd) Inversiones (MMusd)
Sistema Artificial de Producción
Construcción de Infraestructura Indicadores económicos
VPN Al (MMusd) VPN DI (MMusd)
VPI (MMusd) VPNNPI Al (usd/usd) VPNNPI DI (usd/usd)
e ecc1ona a
3 2.61
3.61
3.342
42.44
14 837
2 -104 526
0.003 -0.19
1. Volumen por recuperar con la alcernoc,va propuesta
3 5
2.6 2.6 3.6 3.6
3.34 3.34
42.44 42.44
14 14 868 967
Bombeo Neumático Gasoducto
-52 -138 -160 -243 555 638
-0.09 -0.21 -0.29
~ 2. Reserva en PCE a recuperar con la alcernac,va propuesta.
Tabla 8. Descripción de las alternativas presentadas por PEP. (Fuente: Comisión con datos de PEP)
-0.38 t 77;¡ ¿¿-
- '""'""~ ' . ' . • '-i,c...on,¡Jdr lhdrnoul•m•
14
Alternativa l
Para desarrollar la totalidad de la reserva remanente, PEP considera 3 intervenciones
menores (estimulaciones) a los Pozos Pol-261 y Pol-92D, no considera la construcción
de infraestructura nueva, 26 taponamientos a pozos y el abandono de la infraestructura asociada.
Alternativa 2
Para desarrollar la totalidad de la reserva remanente, considera una intervención
menor (estimulación). además de la perforación y terminación de un pozo
intermedio en la parte Noreste del campo, no considera la construcción de
infraestructura nueva, 27 taponamientos a pozos y el abandono de infraestructura
asociada.
Alternativa 3
Para desarrollar la totalidad de la reserva remanente, considera S intervenciones
menores (l estimulación y la conversión de 4 pozos a bombeo neumático), la
infraestructura requerida considera la construcción de un gasoducto partiendo de la
plataforma Tetrápodo Batab-A hacía Pol-B, desde donde se extenderían dos ramales,
26 taponamientos a pozos y el abandono de infraestructura asociada. Derivado de la evaluación a las alternativas señaladas en la Tabla 8, el Asignatario
manifiesta que la Alternativa les 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 Poi; por lo consiguiente la propuesta de modificación al Plan
de Desarrollo para la Extracción con esta alternativa, permitiría la extracción de la
mayor reserva remanente.
Aunado a lo anterior, PEP manifestó que los criterios que llevaron a la Alternativa l
como la selección a la mejor opción son los siguientes:
o Asegurar la recuperación de las reservas remanentes de hidrocarburos,
o Beneficio esperado de 600 bd con respecto la producción base del pozo
Pol-261, y o Evaluación de indicadores económicos (VPN). Alternativa l: -704 (MMusd),
Alternativa 2: -160 (MMusd). Alternativa 3: -243 (MMusd).
Resulta conveniente mencionar que (adicionalmente al análisis documentado por PEP). si bien las tres alternativas buscan recuperar la totalidad de la reserva remanente, la Alternativa 2 requiere un año menos para recuperar dicha reserva comparado con la Alternativa l, pero requiere 56 MMusd más de inversión, lo cual se ve reflejado en el Valor Presente de la Inversión (VPI) de los indicadores económicos documentados por PEP.
Por otro lado, las Alternativas l y 3 recuperan la reserva remanente en el mismo lapso, sin embargo, la Alternativa 3 propone S reparaciones menores, dos más que en la / p tiva l; desde el punto de vista de infraestructura y operación, al con~ r~-;ozos Y _ J
I'• ·.. "' •, • ", • '••• ' •• ••. - \:\ii:,:.',,.'.' .. . 15
a bombeo neumático, aumenta la inversión por la construcción de gasoductos, así como gastos operacionales y aumento del riesgo de incidentes asociados a la operación. Lo anterior se traduce en 139 MMusd más de inversión, lo cual se ve reflejado en el VPI de los indicadores económicos documentados por PEP.
Con relación al factor de recuperación al límite económico de la Asignación, se estima que el de petróleo será de 42.44 % y 37.26 % para el gas, en la Alternativa l.
• 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-0287-M-Campo Poi, considera en el periodo 2018-2040, 3 RME, 26 taponamientos y actividades de abandono. Se estima recuperar un volumen de 2.6
MMb de aceite y 3.6 MMMpc de gas que en petróleo crudo equivalente corresponde a 3.34 MMbpce, con una inversión y un gasto de operación para la Asignación de 837 MMusd.
En la Figura 6 se muestran la ubicación de los pozos productores y la infraestructura del campo.
: • PO:l.05 PIIO!JCTOflllES
: ~--~ TETMPOOO DE PERFORACION
!~--~ OCTANX>ODEPE"fOAACtON
' 1 I CfJ,;TftOOEPflOCUO 1
l.----------- 1
Pt,1D ,- - 1
l~ · :.1- -
l'ol-B , - .- , l - _l
(Fuente: PEP)
/
1/,
16
1
• Esquema de explotación propuesto
Está enfocado en continuar la explotación del yacimiento Brecha Paleoceno Cretácico Superior (Bp - Ks) para la recuperación de la reserva remanente de 2.60 MMb de aceite y 3.60 MMMpc de gas mediante la operación y mantenimiento de los pozos actuales.
Yacimiento Brecha Paleoceno - Cretácico Superior (Bp - Ks)
El campo Poi produce hidrocarburos de la formación Brecha Paleoceno - Cretácico Superior. De acuerdo con la información proporcionada por el Asignatario, inició operaciones en 1981 y comparte sus instalaciones de transporte y proceso de producción con las Asignaciones vecinas A-0090-M - Campo Chuhuk, A-0130-M -Campo Etkal, A-0042-M - Campo Batab, A-0354-M - Campo Tumut, A-0082-M -Campo Ché, A-0184-M -Campo Kuil, A-0151-M - Campo Homol y, A-0089-M - Campo Chuc.
El Asignatario pretende dar continuidad operativa al campo, mantener la producción, operar y mantener las plataformas que están conectadas al complejo Poi-A (Temporal, Enlace, Habitacional, Compresión y de Telecomunicaciones) y duetos de uso compartido, incluyendo el Centro de Proceso Poi-A y actividades de abandono de pozos, infraestructura e instalaciones. Considerando que el Centro de Proceso Poi-A proporciona el servicio de manejo de la producción de otras asignaciones, su abandono está programado para el año 2040.
g) Comparativo del Campo Poi a nivel internacional
Con el objeto de determinar si el Asignatario propone una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del campo Poi procurando la maximización del factor de recuperación, la Comisión realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y propiedades similares a las del campo Poi. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran costa afuera (ver Tabla 9).
En la Tabla 9 se muestran las características y propiedades utilizados para la selección de los campos análogos:
Característica Descripción Tipo de hidrocarburo Aceite y Gas
Densidad (ºAPI) 28- 38 Edad geológica Cretácico Superior
Litología Calizas dolomitizadas Presión inicial (kg/cm2) 406
7--,-, Ubicación Costa afuera
Tablo 9. Criterios de selección del análogo y corocterísticos del Campo Poi (Fuente: Comisión)
.,,. • •• ~ • •• • ' J- ,,, - e":. ., ...... .-t..ro.
17
Se utilizó la base técnica de datos disponible en la Comisión para comparar el desarrollo de campos internacionales y nacionales con el desarrollo propuesto para el campo Poi. La información técnica indica que los campos Fateh, Abkatún y Sirri, ubicados en Emiratos Árabes Unidos, México e Irán, presentan características similares al campo en estudio.
A continuación, en las Tablas 10 y 11, se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.
CamQo
Poi
Fateh
Abkatún
Sirri
Litología TiQo de Densidad Mecanismos de Fluido [ºAPll Producción
Calizas Aceite Expansión roca-
Dolomitizadas Ligero 31 fluido y empuje
hidráulico
Aceite Empuje Calizas
Ligero 32 hidráulico y gas
disuelto
Brechas, Calizas, Expansión roca-
Dolomías y Calizas Aceite
31 fluido, empuje
Ligero hidráulico y gas Dolomitizadas disuelto
Aceite Gas Disuelto y
Calizas Mediano 33 empuje
hidráulico Tabla 10 Campos onologos y sus coractenst,cas
{Fuente.· Comisión con datos de base técnica y PEP)
Métodos de Recuperación Factor de
Tipos de Campo Secundaria, Recuperación
Pozos Terciaria Proyectado Actuales
Poi Recuperación
42.4 Direccional
primaria y Vertical
Recuperación Direccional, Fateh secundaria y 59.9 Vertical y
mejorada Horizontal
Abkatún Recuperación
43.5 Direccional
primaria y Vertical
Sirri Recuperación
27.9 Vertical y
primaria Horizontal
Tablo 11. Campos análogos y sus características (Fuente: Comisión) 777
Se observa que el factor de recuperación final estimado para el yacimiento Brecha
Paleoceno - Cretácico Superior en Poi, está acorde con otros campos similares~ nivel ) nacional e internacional como es el caso de los campos Fateh (Emiratos Arabes
Yv~
- ' ""'' ... ' ' ' t, ¡,,,,," .. 1 ... ,,.,
18
Unidos), Sirri (Irán) y Abkatún a nivel nacional. La Figura 7 presenta los factores de recuperación de estos campos a manera de referencia.
?f!. z -o ü ~ a:: ...., o. :::l u ...., a:: u., o a:: o 1-u ~ u..
FA TE H ABKATUN POL
r--00
r-N
SIR RI
Figura 7. Comparativa de factores de recuperación proyectados {Fuente: base de datos técnica y PEP)
Respecto a la comparación nacional, se seleccionaron campos vecinos de Poi 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 Figura 8.
""! m <:t
?f!. z
·O u ~ a:: u., o. :::l u ...., a:: u., o a:: o 1-u ~ u..
ABKATÜN
~ N <:t
POL
m r-N
K U I L
m o N
ONEL BATAS
Figura 8. Factores de recuperación de aceite de campos vecinos nacionales del campo Poi. (Fuente: Base de datos técnica y de PEP) 7 7 7
De la Figura 8 es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo de
tipo mediano a ligero (28 - 38 ºAPI), de rocas calizas dolomitizadas, en aguas someras, / factores gue impactan directamente en el factor de recuperación de hidrocarburos. 'A-"
# )'" ~ _:_/
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19
h) Evaluación Económica
La opinión económica de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0278-M-Campo Poi, considera los siguientes conceptos:
a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción;
b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción;
c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la
Solicitud de modificación, y
d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción.
a) Variación del monto de inversión Ronda Cero respecto a la Solicitud de
modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción
El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2027, puesto que éste fue el último año del periodo considerado en el Plan vigente.
El Plan de Desarrollo para la Extracción vigente de la Asignación A-0278-M-Campo Poi considera para el periodo 2015-2027 una inversión total de 105.62 millones de dólares: 84.84 millones de ellos en Inversión y los restantes 20.78 de gasto operativo.
Pemex erogó en el periodo 2015 a 2017 un total de 186.06 millones de dólares, 178.62 de inversiones y 7.43 de gasto operativo2•
Aunado a lo anterior, se tiene que el Operador propone erogar un monto de 708.07 millones de dólares a 2027: 13.86 millones de dólares de gasto operativo y 694.20 millones de dólares de inversión3, éste último monto, considera la totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto (incluyendo el CPPA).
Lo anterior, como se muestra en la siguiente figura, significa un incremento 746.53%, respecto de lo originalmente propuesto en el Plan vigente4.
777 2 De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales. • De esta cifra, 694.20 millones de dólares, 459.58 millones corresponden a inversión en el periodo 2018-2027; y 234.62 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo de 2040. Se considera el total del monto de abandono (a 2040). 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 el Plan vigente llega a 2027, el comparativo se realiza considerando inversiones y gasto operativo hasta tal año. Por lo que no se consideran 142.88 millones de dólares correspondientes a los años restantes presentados en la solicitud. es decir de 2028-2034.
20
Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Vigente vs. Modificación
Vicente
(millones de dólares)
19,4,12
Propueico 7080i
Rea1iuoo • Propuesto
Figura 9. Comparativo de inversiones totales y gastos operativos del Plan vigente respecto a
Modificación al Plan (millones de dólares) (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
Así, la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción 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 para la Extracción
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 para la Extracción, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2018 con una inversión de 837.09 millones de dólares y 10.72 millones de dólares de gasto operativos, ambas hasta 2034.
El Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para ~ la Extracción presentada por el Asignatario, desglosado por Actividad y Subactividad 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 procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación r{\. contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del / r\\ derecho de extracción de hidrocarburos; de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (en adelante, Lineamientos de Hacienda).
0 777 ~
f ~ En su solicitud, el Asignatario reportó un gasto de 3.14 MMUSD por concepto de "Reserva Laboral", dicho monto no se consideró en la descripción del Programa de Inversiones presentada en esta sección.
21
Abandono 27.67%
Evaluacion 0.001%
Figura 10. Distribución del Programa de Inversiones y gasto por Actividad Petrolera$ 847.87 millones de dólares.
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
Total
Act1v1dad Sub-Act1v1dad (millones de
dólares)
Evaluación Seguridad, Salud y Medio Ambiente $ 0.01
General* $ 10.92
Construcción Instalaciones $ 321.26
Producción Intervención de Pozos $ 15.59
Operación de instalaciones de producción $ 245.95
Duetos $ 8.31
Seguridad, Salud y Medio Ambiente $ 11.15
Abandono Desmantelamiento de Instalaciones $ 234.62
Total Programa de Inversiones $ 847.81
Otros Egresos a $ 0.33
Gastos totales $ 848.14 Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo. . •considera un monto por 0.20 MMUSD de ,nversion y 10. 72 MMUSD de gasto operativo. Asimismo, se aclara que. en su solicitud, el Asigna cario reporto un gasto de J.14 MMUSD por concepto de "Reserva Laboral", dicho monto no se considero en esta descripcion del Programa de Inversiones. a . Se refiere a erogaciones por concepto de manejo de la producción y mantenimiento de las
Tabla 72. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (\-.. instalaciones fuera de la asignación Poi. / ~
(millones de dólares)
777
)"' ¿--
-
c .... -• ' ' ' ",i.k'°""11lrfieo
llidrnnrh, .. .,. 22
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 para la Extracción
Resultados de la evaluación económica
Al considerar los perfi les de producción, costos e inversiones para la alternativa de desarrollo seleccionad a por el Asignatario, esta Com isión obtiene los siguientes resultados. En ella, se consideró un p recio de 62 dólares por barril y 4 .13 dólares6 por cada millón de BTU7
•
Indicador
VPN (mmUSD)
TIR
VPI (mmUSD)
VPN/VPI
1 Antes Impuestos Después Impuestos
-5.60 -105.22
Indeterminada Indeterminada 478.42
-O.OS -0.26 Tabla 13. Indicadores económicos obtenidos a partir de las premisas e información de PEP
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
Consideraciones
A pesar de los resultados expuestos, esta Comisión considera relevante tomar en cuenta los siguientes aspectos:
A la fecha se ha extraído más del 99% del volumen total recuperable del campo Poi (lo que lleva a considerarlo como un campo en avanzada etapa de explotación), aunado al hecho de que en 2020 comienza a ejecutar actividad es de abandono.
Por otro lado, el Asignatario refiere que algunas de las instalaciones superficiales de la Asignación A-0278-M Campo Poi, en específico el Centro de Proceso Poi-A, resultan estratégicas para el manejo de la producción de campos pertenecientes a otras asignaciones: Chuhuk, Et kal, Batab, Tumut, Ché, Kuil, Homol y Chuc principalmente (actividad que en enero de 2018, representó aproximadamente el 95% del total procesado por dicho centro), por lo que aun cuando la reserva del cam po Poi se agote en 2021, el centro de proceso continuará siendo vital para el f\\. maneJ.·o de hidrocarburos de dichos campos, y potencialmente para campo/ ¡\' operados por otras compañías. -,
1 ,,, 77 y ~ e;,
• Índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por fa Comisión Reguladora de Energía para la Región VI (donde se ubica el Campo Poi) en noviembre de 2018 en dólares por millón de BTU. 1 British Thermal Unit. Se considera fa conversión de 1 pie cúbico por millar de BTU.
- .. ..,,....., • , . ' '••nno1I .....
fj,drr,nrfNlffll 23
En este sentido, aunque las asignaciones referidas aportarán un total de $549.42 millones de dólares8
, que cubrirían el 97% de los costos de operación y mantenimiento de las plataformas y duetos de uso compartido, principalmente del Centro de Proceso Poi-A, los ingresos estimados por la producción del campo (150 millones de dólares) no son suficientes para cubrir el costo de abandono propuesto por 235 millones de dólares, situación que resalta la avanzada etapa de explotación en la que se encuentra el campo. Así, la modificación propuesta por el Asignatario cobra relevancia regional, al proporcionar servicios a las Asignaciones aledañas, además de que ésta implica el cumplimiento del compromiso de realizar actividades de abandono.
i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
Actualmente el volumen y calidad de los hidrocarburos de la Asignación A-0278-M -Campo Poi se determina y asigna de acuerdo con lo establecido en la metodología de balance aprobada mediante el Séptimo Transitorio de los Lineamientos Técn icos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante LTMMH), 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 para la Extracción de la Asignación A-0278-M - Campo Poi y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 42, 43 y 44 de los LTMMH la Dirección General de Medición llevó a cabo el análisis y revisión de la información presentada por PEP con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos.
La Asignación Poi actualmente cuenta con 9 plataformas para el manejo de la producción: 3 satélites de perforación y 6 pertenecientes al Centro de Proceso Poi-A. Su red de recolección y transporte de hidrocarburos cuenta con 100.6 km de duetos para llevar los hidrocarburos de las plataformas Pol-B, Poi-O, Pol-TF, hacia el Centro de Proceso Poi-A, donde se realiza la separación de las fases aceite - gas - agua, se deshidrata, bombea y mide el aceite para su envío a la TMDB. El gas se acondiciona, comprime y envía al Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta para el posterior envío a los Centros de Procesos de Gas. ·
En cuanto a la cuantificación de los hidrocarburos producidos provenientes de la Asignación Poi, el Asignatario manifiesta que esta se llevará a cabo conforme lo siguiente:
' El Asignatario presenta tal monto como "Otros Ingresos", el cual fue considerado en el ejercicio de evaluación económica elaborado por la Comisión.
-
'º""""" ' r,,._,..10n 1l1ifo ! l•d""- ~11,111.,,
24
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 esquema se identifica el tipo de medición empleados actualmente en el manejo y transporte de petróleo correspondiente a esta Asignación.
CP Abk-0 CP Abk-A
Otras Corrientes
L Terminal Marítima CCC
-- -------------····· -- ------ -- ~---------------~~~~~:~: ____________ _ P~bQMAS SM • 800 ,
Poi- TF ii SM - 400 :
Cil Poi- o J s_~ ~-1_3_0_0 _________________________ ~~~~~; ~---- __________ ,
Otras asignaciones ; ,' ', --------------- ---- , '
Medición Operacional
Med1c1ón de Transferencia
I \
I ' ' \
/ SM • 100 SM - 200 \ ~------ ------------------
Medición de Referencia
Medición Fiscal
Figuro 77. Tipos de Medición poro petróleo correspondientes a la Asignación A-0278- M-Compo Poi.
La medición de tipo operacional de los pozos se realiza bajo el esquema de la medición convencional que utilizan separadores de prueba con medidores de flujo tipo placa de orificio a la descarga de gas y líquidos. La producción de hidrocarburos proviene de la plataforma Pol-TF y es enviada a través del oleogasoducto L-167 de 16 pg. de diámetro x 1.7 km que llega a la plataforma Poi-O en donde se realiza la medición de tipo operacional por medio de un separador de prueba, el cual cuenta con medidor tipo placa de orificio en la descarga de aceite (FE-002). La periodicidad de las mediciones de los pozos como corriente, está en función del comportamiento de los mismos y se establece como mínimo una vez al mes.
La medición de tipo referencial, la producción de hidrocarburos de la plataforma Polo se envía a través de la línea L-65 de 20 pg. de diámetro x 4.1 km hacia el Centro de Proceso Poi-A, plataforma donde se lleva a cabo el proceso de separación por medio de un separador de primera etapa (FA-3101) y uno de segunda etapa (FA-3103) el aceite es cuantificado por medio de un Sistema de Medición (PA-1300) el cual ~ cuenta con elemento primario tipo Coriolis de 10 pg. de diámetro, elementos secundarios de presión, temperatura y corte de agua y elemento terciario computador de flujo (modelo Floboss s600+).
La medición de transferencia de aceite se lleva a cabo en los Sistemas de Medición .1\ SM-900 A y SM-400 ubicados dentro del proceso de crudo ligero en la TMOB. El ~-Sistema de Medición SM-900 A se localiza en el área de estabilizado en la descarga de la motobomba eléctrica No. 1, el sistema cuenta con elemento primario tipo
:;;:•miento positivo de B pg. de diámetro, elementos secu~-:;:o; ; & 25
temperatura, presión, densidad y corte de agua y elemento terciario computador de flujo (modelo - FLOBOSS S600) el cual cuenta con sistema de telemetría.
El Sistema de Medición SM-400 se localiza en el área de estabilizado en la casa de bombas 5, el sistema de medición cuenta con elemento primario tipo Coriolis de 10 pg. de diámetro, elementos secundarios de temperatura, presión, densidad y patín de calidad y elemento terciario computador de flujo (modelo - FLOBOSS S600) el cual cuenta con sistema de telemetría. Otro Sistema de Medición de Transferencia se encuentra instalado en la TMDB (SM-800) de envío al Centro Comercializador de Crudo Palomas, el cual cuenta con 04 trenes de medición con elementos primarios tipo turbina de 12 pg. de diámetro, con elementos secundarios de corte de agua, densidad, presión y temperatura.
Los Puntos de Medición (medición fiscal) propuestos por el Asignatario se encuentran ubicados en la TMDB y en el Centro Comercializador de Crudo Palomas (C.C.C Palomas), en la siguiente Tabla se presentan los sistemas de Medición empleados como medición fiscal (Puntos de Medición).
Instalación
(TMDB)
Cent ro Comercializador
de Crudo Palomas (C.C.C
Palomas)
Tag -Sistema de Medición
SM-100
SM-200
PA-100
PA-200
PA-300
PA-500
PA-700
PA-1700
Número de trenes de medición
11 trenes con probador
bidireccional
06 trenes con probador
bidireccional
06 trenes de medición
04 trenes de medición
03 trenes de medición
04 trenes de medición
03 trenes de medición
03 trenes de medición
Tipo de Diámetro Incertidumbre tecnología
Turbina 8pg. :t 0.2 %
Turbina 12 pg. :t 0.18 %
Ultrasónico 10 pg. :t 0.35 %
Ultrasónico 8pg. :t 0.16 %
Ultrasónico 8pg. :t 0.42 %
Ultrasónico 6 pg. :t 0.27 %
Ultrasónico 8 pg. :t 0 .33%
Ultrasónico 8pg. :t 0 .35%
Tabla 14. Puntos de Medición de petróleo (Medición Fiscal) para la Asignación Poi.
La Medición Fiscal cuantifica los volúmenes totales integrados por diferentes corrientes de hidrocarburos.
26
Medición Gas Natural
Para la cuantificación del gas, se dispone de mediciones de tipo operacional, referencial, transferencia y fiscal (Puntos de Medición), en el siguiente esquema se identifican los tipos de medición empleados actualmente en el manejo y transporte de gas correspondiente a esta Asignación.
Poi TF Po o
C.P. Pol•A
FE 4200A FE42008 íE-4200C Ff-42000
CP Abk •A
FE 4208 A/8
tU>lc·101O . - - --- L
FO
CPG Cluda,d Peml."x
l f Olrtls ~,1111~.,_n.,-c-,o-n.--, - •
Otras. co,riipntn ,, #'
Termln.111 Mart1'm~ Dos Boais ,.... #
Est•bff~ De aa¡i . .. - - - O. Ált• - - - - - - ~ - - - - - - - - - - J, ,' ••
--------------0 --D • • ,' FE-105 CPG ,
~ ___ . _ _ __ - - - - - - ... .IL l ~ - - - - - - - - - - - CACTUS FE-12401 FE - 13401
Mrd1c1on OJ)«'fACI0nal
M~íc1on de Tran,te-re-nc,a
MiNS1c1on de- R~trr~nct.a
Mf!"d1c1on Fiscal
Figura 72. Tipos de Medición para gas correspondientes a la Asignación A-0278-M-Campo Poi.
La medición de tipo operacional de los pozos se realiza bajo el esquema de la medición convencional que utilizan separadores de prueba con medidores de flujo tipo placa de orificio a la descarga de gas y líquidos. En la plataforma Poi-O se dispone de un separador de prueba, el cual cuenta con medidores tipo placa de orificio en la descarga de gas (FE-001), de 6 pg. de diámetro. La periodicidad de las mediciones de los pozos como corriente, está en función del comportamiento de los mismos y se establece como mínimo una vez al mes.
Para la medición de referencia, dentro de la batería de separación del Centro de Proceso Poi-A ubicada en la plataforma Temporal, se dispone en los rectificadores de primera y segunda etapa de un equipo de medición tipo placa de orificio (FE-3102) y (FE-3104) respectivamente, así mismo en la estación de compresión en el Centro de Proceso se encuentran los equipos de medición (FE-4200A). (FE-4200B). (FE-4200C) con elementos primarios tipo placa de orificio y (FE-4200D) tipo v-cone, dichos medidores se ubican en la descarga de cada módulo de compresión. Otro sistema de referencia es el Sistema de Medición (FE-105) con elemento primario tipo placa de orificio el cual se ubica en la planta de estabilizado en la TMDB. El Asignatario ~ presentó un cronograma para la rehabilitación de los equipos de medición (FE-3102) y (FE-3104). de acuerdo al cronograma la rehabilitación finalizará en el mes de febrero del 2019.
La medición de transferencia de gas se lleva a cabo en los Centros de Proceso Poi-A (FE-OlC) y (FE-01D) con elemento primario tipo ultrasónico de 16 pg. de d iámetro y en los Sistemas de Medición (FE-11401). (FE-12401) y (FE-13401) con elemento primario
tip;:de orificio ubicados en la estación de compresión de alta presión!!; ~ ';DB';f & 27
Dichos Sistemas de Medición cuantifican los volúmenes int egrados por las corrientes de Gas de distintas Asignaciones.
Los Puntos de Medición (medición fiscal) propuestos para la cuantificación del gas proveniente de la Asignación Poi se encuentran ubicados en los Centros de Proceso de Gas (Nuevo Pemex), (Ciudad Pemex) y (Cactus) 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 tota les integrados por diferentes Asignaciones.
Instalación Tag- Número de Tipo de Diámetro Sistema de trenes de tecnología Medición medición
Centro de Distribución de
PA-101 5 Placa de 20 pg. Gas Marino Cd. Pemex orificio
Centro Procesador de
PM-11 5 Placa de 16 pg. Gas Nuevo Pemex orificio
Centro PM-01 3 Placa de 24pg. Procesador de orificio
Gas Cactus PM-66 7 Placa de 24pg.
orificio
Tabla 15. Puntos d e Medición de gas {Medición Fiscal) para la Asignación Poi.
Medición de Condensado
El producto de los procesos de compresión-separación efectuados en e l Centro de Proceso y Trasporte de Gas Atasta son enviados hacia los Centros de Procesos de Gas, Nuevo Pemex y Cactus, lugar donde se realiza la medición f iscal de condensados. En la siguiente tabla se presenta los Sistemas de Medición empleados para la cuantificación de condensados integrados de diferentes corrientes, dentro de las cuales se localiza la corriente de la Asignación Poi.
777
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28
Instalación Tag - Número de Tipo de Diámetro Sistema de trenes de tecnologían Medición medición
FE-4420I Placa de orificio 6pg.
FE-4420 11 Placa de orificio 6pg,
C.P.G Nuevo FE-4420III Coriolis 4pg. Pemex
FE-4420 IV Coriolis 4pg.
FE-420 Coriolis 4pg.
CPG Cactus FE-1420 Placa de orificio G pg.
Tablo 16. Puntos de Medición de condensados (Medición Fisco/) p o ro lo Asignación Poi
Derivado de la filosofía e infraestructura del Centro de Proceso Poi-A, la determinación del volumen de condensados del gas se realizará de manera teórica bajo el sustento de la norma API M PMS 14.5, en la descarga de los compresores booster y en la descarga de los compresores módulos, para lo cual se utilizará como insumo los resultados de los análisis cromatográficos de estos puntos de muestreo y volumen de gas cuantificado por los instalados en estas ubicaciones. /
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a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos
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IIN p,tONlliMWCUll~~nlell
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~~itDÓndr>i,tlt.Yrot.tdrRt.,r•to, CMhaao.1vid,;■:.11•1,W!_
di>U,bn~n~l~11oititarna~,GM,11p,11aL:a~ióny
r---•'fMDde-l.l1~111:11it-t•pl,oi.-::IOll.,P1oJuuim• ........ , i,11qu,-laeo.-i~l ...... ~ y\obl
l.,,__.,.,..~_.IOuno ~r_,¡~eflll"fflJIO~ d1spon1hdHilddf'l•tnl~Ma:íÓn~di!tftl'W
'-'1«uci6rlt!nl.lla:1~C...~~CJl.lfib~•-~ dl!b;....--,t111:aJ6ityopl!l«IÓn~b
pr-.n1..-..wr.ni:urntr.telt\ldU1~df'Wlf"lo-d.idrunk, ~~di.•~ot\dl!r:mkx-.t1dr.onlo C'!'liUlhlN:riJ1't1bNotn!r.lNMICCU111ll....C.AIM ~dott11Plw1lcueo ~f,M06n1Vdebr.
ll1aprqv-.&ia-~h,.•i.h>dlanóll~.-ka~rrwJódr•
Mtddón fr. hpo()pp,.mc.wt, n!tr.n,no.., ,,,.,ufN.-nc:b y ll'IOt
Oen1to~IG.p(ll'-r■:I.Wt-,;p..-.rfte:a1l.a
.-1N1tt..de~ll1...,...naabu11nk1'
di<IMl'!ÓlilllAIJl"c«r~d A.~n.,t,.1odeb.?.1A
mm111t a~ Ct:ani»ÓI\. l~cwna·Jón ""PJ'lt' ,;ot)le k1'dliillfl'l'liml1Cla'(A-.j11or1nqur 1ellr110e1• •
a,r,t1u,mralun1r■:11'Mlil~•...-So.
¡p.-wnl.-Jcispa tl!fAl;ifpl-..fÑ:t.Went:UP.,..f.lr'I Plt .. ~• p,ltll 1rduyendD katb;;umt,nto,.w~q.1111!
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Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición de la Asignación Poi, la Dirección General de Medición manifiesta que, el Asignatario presentó la información y requerimientos necesarios para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales fueron evaluados de conformidad con lo establecido en el artículo 42 de los LTMMH, además de conformidad con el artículo 43, fracción IV, de los LTMMH se solicitó la opinión de la ubicación por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. C.. ✓/
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32
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 LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.775/2018 de fecha 10 de diciembre de 2018, a lo cual mediante el Oficio 352-A-171 con fecha del 13 de diciembre de 2018, informó que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Asignatario para el Área de asignación Poi, manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a dos premisas; l) determinar el volumen y calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida de conformidad con los LTMMH 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:
l. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas y evaluadas en el Plan de Desarrollo para la Extracción 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. Los volúmenes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensados a medir deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los LTMMH y normatividad vigente;
4. El Asignatario deberá reportar la información de medición y producción de acuerdo con lo señalado en el artículo 10 de los L TMMH;
S. Mantener actualizado en censo de los sistemas de medición de acuerdo con lo establecido en el artículo 10, fracción f, punto ii de los LTMMH;
6. 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 LTMMH;
7. 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 LTMMH, 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 /
losLTMMH, y . l. / 777 lJ
5 33
8. 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 LTMMH.
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 LTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen Técnico.
Asimismo 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 Gerencia miento de la Medición.
Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en e l 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, respecto de la propuesta de los Mecanismos y Puntos de Medición para la Asignación, la cual consiste en llevar a cabo la cuantificación de los hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición, considerando mediciones de tipo (operacional, referencial, transferencia y fiscal). en la Tabla 17 se presenta la ubicación para llevar a cabo la medición de los hidrocarburos/ correspondientes a esta Asignación.
777 ~
~
34
Tipo de Medición
Medición Operacional
Medición Referencial
Medición Transferencia
de
Medición Fiscal (Puntos de Medición)
Tipo de Hidrocarburo
Petróleo
Gas
Petróleo
Gas
Petróleo
Gas
Petróleo
Gas
Condesados
Ubicación Actual
Plataforma Pol-D
Centro de Proceso Poi-A
Centro de Proceso Poi-A y T.M Dos Bocas
T.M Dos Bocas
Centro de Proceso Poi-A y T.M Dos Bocas
e.e.e. Palomas y T.M. Dos Bocas
C.P.G. Ciudad Pemex, C.P.G. Nuevo Pemex y C.P.G. Cactus
C.P.G. Nuevo PemexyC.P.G. Cactus
Tablo 17. Ubicación y tipo de medición de los hidrocarburos poro lo Asignación Poi.
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
Asignatario, 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 para la Extracción, en términos de
artículo 43 de los LTMMH, 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 LTMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19, 21, 25, fracción 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.
ii. Se analizó la información proporcionada por el Asignatario 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
LTMMH.
iii.
iv.
Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo para la
Extracción propuesto por el Asignatario.
,J
Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición por medio del Oficio 250.775/2018 de fecha 10 de diciembre de 2018, a lo cual mediante el Oficio 352-A-171 con fecha del 13 de diciembre de 2018, se respondió que está de acuerdo con la /
7771/f✓g-
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35
ubicación de los puntos de medición propuestos por el Asignatario Pemex Exploración y Producción, " .. .siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatorio; (i) permitan determinar el
volumen y fa calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida,
de conformidad con los Lineamientos técnicos en materia de medición de
hidrocarburos (Lineamientos) expedidos por esa Comisión, y (ii) dado que
en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diversas, prevean fa incorporación de una
metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de fas
corrientes a cada una de fas áreas de asignación o áreas contractuales de fas 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.
En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH, 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 real izada 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 que se encuentra definida en la Tabla 17 del presente Dictamen Técnico;
b. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad de acuerdo con la temporalidad establecida en los cronogramas presentados por el Asignatario, referidas en los artículos 28 y 38 de los LTMMH;
c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de diagnósticos presentados en el presente D ictamen;
d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación Poi 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 para la Extracción presentado, y
e. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión, en el Anexo I de los LTMMH, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.
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j) Comercialización de Hidrocarburos
Considerando que se cuenta con la infraestructura necesaria para el manejo de la producción actual, no es necesaria la construcción de infraestructura nueva, por lo que en el Plan presentado se limita al mantenimiento y optimización de la infraestructura existente.
El Hidrocarburo producido por la Asignación A-0278-M - Campo Poi se envía al Centro de Proceso Poi-A, dicho Centro tiene como función principal la de integrar y separar la mezcla de líquido y gas proveniente de las plataformas satélites de los campos Batab, Chuc, Homol, Che, Tumut, Etkal y Chuhuk que convergen a éste.
Una vez efectuadas las diversas etapas de separación y rectificación del gas en el Centro de Proceso Poi-A, se eleva la presión del gas producido en la Asignación hasta 67 kg/cm2 , una parte de dicho gas se utiliza en el proceso de endulzamiento interno y la mayor parte se envía a Atasta, en donde posteriormente es enviado a los Centros de Proceso de Gas en Ciudad Pemexy Nuevo Pemex para su disposición final.
Por su parte, el líquido, producto de la separación en el Centro de Proceso Poi-A, es enviado a bombeo para incrementar su energía, para finalmente dirigirse a la TMDB para su estabilizado, medición, deshidratación y distribución a cargo de la Gerencia de Tratamiento y Logística Primaria, Marina Suroeste; el agua separada es medida y enviada a los pozos de captación localizados en la plataforma de Perforación del Centro de Proceso Poi-A, mientras que los vapores de gas que se recuperan de la planta de estabilizado son comprimidos y enviados hacia el CPG Cactus.
k) Programa Aprovechamiento del Gas Natural
El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación A-0278-M -Campo Poi fue aprobado el 20 de junio de 2018 mediante la Resolución CNH.E.37.002/18, en dicha resolución se solicitó la actualización de los calendarios de actividades de las 70 asignaciones que a la fecha de la Resolución cumplían con la Meta de aprovechamiento de Gas en los términos referidos en el Considerando Sexto fracción II de la Resolución citada, incluida la Asignación A-0278-M - Campo Poi.
Mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2018 de fecha 13 de agosto de 2018, la Comisión recibió la actualización de dicho calendario de actividades. El 12 de noviembre de 2018 mediante Oficio 250.718/2018 se emite respuesta de conocimiento por parte de la Comisión respecto la actualización del calendario de inversiones y acciones para alcanzar la Meta de Aprovechamiento de Gas.
El Asignatario presentó en la modificación al Plan de Desarrollo, el Programa de ~ Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, el cual fue analizado por esta Comisión y se concluye que la solicitud no considera modificación respecto de dicha actualización, por lo que se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión. 777
El objetivo del Asignatario planteado es el autoconsumo y la transferencia del gas t natural asociado, asegurando la capacidad de manejo, disponibilidad y confiabil idad del sistema de recolección, procesamiento y distribución de este en condiciones/ técnicas y económicamente viables.
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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:
Donde:
MAG = Meta de Aprovechamiento Anual t = Año de cálculo A= Autoconsumo (volumen/año)
[A+B+C-+T]
Gp+GA
B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/año) C = Conservación (volumen/año) T = Transferencia (volumen/año)
GP = Gas Natural Asociado producido (volumen/año) GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en 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:
_ [0.26 + 0.00 + 0.00 + 4.49] MAG201s - 4.79 + 0.03
[4.75]
MAG201s = 4.82
MAG2018 = 98.47
En la Tabla 18 y Figura 13 se muestran los pronósticos de producción del gas natural asociado de forma anual para el resto de la vigencia perteneciente a la Asignación.
Progr;irn;i de C;is ('v1Mpcd) 7018 20") 2020 202' 2022 2023 2024 2025 2026
Producción de gas· 4.79 3.01 1.60 0.29
Gas Adicional 0.03 0 .00 0.00 0 .00
Autoconsumo 0.26 0 .35 0.24 0.15
Bombeo Neumatico 0.00 0 .00 0.00 0 .00
Conservación 0 .00 0.00 0.00 0 .00
Transferencia 4 .49 2.60 1.33 0 .14
Gas Natural no Aprovechado 0.07 0.06 0.03 0.01
% de aprovechamiento 98.47 98.00 98.00 98.00
Progr;ima de G,1s (M~1pcd) 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034
Producc ión de gas•
Gas Adicional
Autoconsumo
Bombeo Neumático
Conservación
Transferencia
Gas Natural no Aprovechado
% de aprovechamiento
Los sumos pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo. ·Gas natural producido asociado
Tablo 18. Porcentajes de aprovechamiento poro el Pion. (Fuente. PEP)
100
98
96
94
~ 92
l.? 90 <(
~ 88
86
84
82
80 2016 2017 2018 2019 2020 2021
- MAG Programado (%) - MAG Real(%) - MAG Mrnima (%)
Figuro 13. Porcentaje de cumplimiento de aprovechamiento de gas o lo vigencia de lo Asignación¡ (Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP)
L Y ✓ /Y ~
"777
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39
Composición del Gas Natural Asociado a producir
En cuanto a la composición del gas, PEP presenta datos actualizados. La Tabla 19 muestra la comp osición del Gas Natural Asociado represent ativa de la Asignación.
(X)
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Componente Valor Acido clorh1dr1co 0 .0000 Ac1do sulfhídrico 1.4843 Agua 0.1130 Aire 0 .0000 Benceno 00094 Cloro 00000 Ciclohexano 0.0006 Contenido de Condensados --Decanos+ 00000 Dióxido de Azufre 0 .0000 D1oxido de Carbono 2.7191 Etano 18.0945 Etileno 0.0000 Helio 0.0000 Heptanos 0.0004 Hexanos 0.4023 H1drooeno 0.0000 ,-Butano 0.7571 1-Pentano 0 .3756 Metano 64.720 Monoxido de Carbono 00000 n-Butano 1.8859 Nitrógeno l.3764 Nonanos 0 .0001 n -Pentano 0.556 Octanos 0.0002 Ox!Qeno 0.2267 Propano 7.2778 Tolueno 0.0005 Total 100.000 Densidad (kg/m' ) 0 .9930 Peso especifico {kg/m' ) 0 .9933 Peso Molecu lar (g/mol) 23.7849 Poder Calorifico (BTU/FT') 1199.9803 Presión (KQ/cm' ) 8 .43 Temperatura (ºC) 26
Tablo 19. Análisis de lo composición del gas. (Fuente: PEP)
Máxima relación Gas-Aceite a la cual los pozos pueden operar.
La Tabla 20 presenta el valor de Relación Gas Aceite (RGA) m áxima, a la cua l podrán producir los pozos de la Asignación.
Asignación
A-0278 -M
Campo Poi
Máxima
943
Tablo 20. Máximo Relación Gas Aceite o lo que p odrá producir los pozos. {Fuente: Comisión con doto de PEP)
40
V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la extracción y métricas de evaluación de la modificación al Plan
Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, a continuación, en la
Tabla 21 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 43 fracción 111 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
m edición Periodo de reporte a
la Comisión
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida
Fórmula o descripción del
indicador
Tiempo de reparaciones en pozo Porcentaje de la diferencia del tiempo
promedio de las reparaciones en pozo con respecto al programado
Porcentaje de desviación
TRP = (TRPreal - TRplan) (TRplan) • lOO
Al finalizar la reparación de un pozo Mensual
Producción Porcentaje de desviación de
la producción acumulada
Casto de operación
Porcentaje de desviación del gasto de
del campo o yacimiento real operación real con respecto al programado con respecto a la planeada en un tiempo determinado
en un tiempo determinado Porcentaje de desviación
DPA = PAreal-PPplan • l00 PAplan
Diaria
Mensual
Factor de recuperación Porcentaje de la diferencia
entre el factor de
recuperación real con
respecto al planeado a un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DFR = FRreal-FRplan • l00 FRplan
Porcentaje de desviación
DGO = GOreal-GOplan • l00 GOplan
Mensual
Mensual
Productividad
Producción promedio de un pozo o grupo de pozos entre el total de pozos
Barriles por día (bd)
Producción diaria promedio de un pozo o
grupo de pozos dividida entre el número de pozos en el grupo
41
Frecuencia de Trimestral
medición Diario
Periodo de reporte a Trimestral Mensual
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 del DCN == CNreal-CNplan * l00
CNplan DAGN == AGNreal-AGNplan • l00
AGNplan
indicador Frecuencia de
Anual Mensual medición
Periodo de reporte a Anual Mensual
la Comisión
Tablo 27. Indicadores de desempeño poro el Pion de Desarrollo poro lo Extracción (Fuente: Comisión).
Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en el Plan, la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa.
Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7, fracciones II y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el 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 22.
Porcentaje Actividad Programadas Ejercidas de
desviación Perforación o Terminación o RMA o RME 3 Taponamientos 26 Abandono 16
Tablo 22. Indicador de desempeño de los actividades ejercidos (Fuente: Comisión).
42
ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 23.
Act1v1dc1d Sub Act1v1d,1d Progrc1mél de erogac 1onec.,
(MMUSD)
Abandono Desmantelamiento de 234.62 instalaciones
Evaluación Seguridad, Salud y Med io
0 .01 Ambiente
Construcción Instalaciones 321.26
Duetos 8.31
General• 10.92
Producción Intervención de pozos 15.59
Operación de instalaciones de 245.95 producción Seguridad, Salud y Medio
11.15 Ambiente
Los sumos pueden no coinc1d1r con los totales por cuestiones de redondeo. •considero un monto por 0.20 MMUSD de inversión y 10. 72 MM USO de gasto operativo. Asimismo, se oc/oro que, en su solicitud, el Asignatorio reportó un gasto de 3.14 MMUSD por concepto de "Reservo Laboro/", dicho monto no se consideró en esto descripción del Programo de Inversiones.
Tablo 23. Programo de Inversiones por Sub-actividad Petrolero (Fuente: Comisión con datos de PEP).
iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento de la producción en la Asignación, mismo que está cond icionado 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 24.
Fluido 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Producción de aceite 3.6 2.16 1.18 0 .20
programada (mbd)* - - - - -
Producción de aceite real (mbd) Porcentaje de desviación Producción de gas
4.79 3.01 1.60 0.29 - - - - -programada (mmpcd)• Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de desviación
43
Fluido 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Total Producción de aceite
2.6 programada (mbd)*
- - - - - - - -
Producción de aceite real (mbd) Porcentaje de desviación Producción de gas - - - - - - - - 3.6 programada (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-junio y proyección junio-diciembre
Tabla 24. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la producción reportada
(Fuente: Comisión con datos del Asignatorio)
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- ··-. . , ' ' ,.ai.ion..tlrfrr ftdoc-•1-
44
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-0278-M-Campo Poi, 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/DGG EERC/1197/2018 recibido el día 19 de octubre del 2018, 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-0278-M-Campo Poi, se encuentra amparada en la autorización número ASEA-PEMl600lC/AI0417, del Sistema de Administración del REGULADO, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Activo integral de Producción Bloque AS02-03, con número de identificación: ASEAPEMl 600l C/AI0417-0l.
• 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-0278-M-Campo Poi.
Por lo anteriormente expuesto, esta Comisión hace de su conocimiento que la Agencia en el oficio antes mencionado señala que para efectos de encontrarse amparadas en la autorización número ASEA-PEMl600lC/AI0417, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0278-M-Campo Poi, 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 11\ letra dice:
777y& ~ 45
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 amparados 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-PEM16001C/AI0417. C ✓/
T --?77
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- '"'""'"~ ............. 1,tr• tlid,,l(.uh,H"'
46
~
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-0278-M-Campo Poi 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:
Allo 20l8 2019 2020 202I 2022 20ZI 2024 2025 Porcentaje de
Contenido 29.72% 30.66% 31.61% 32.95% 34.10% 35.32% 36.51% 37.79%
Nacional Tabla 25. Porcentaje de Contenido Nacional
(Fuente: SE}.
En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante oficio UCN.430.2019.0073 recibido el 5 de febrero de 2019 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 utilizara para
la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0278-M / Campo Poi.
s--/y
777
47
VIII. Resultado del dictamen técnico
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatar io de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artícu lo 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, inciso 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
Debido que a la fecha el campo Poi ha alcanzado el 99.7% de la reserva factible a recuperar, no se plantea tomar información del campo para el desarrollo del potencial petrolero 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 para la Extracción por el Asignatario, que son consistentes para el mantenimiento de la producción como lo son las RMEycontribuyen a recuperar
la reserva remanente de 3.34 MMbpce pues, aunque no decrementa, esta se mantiene durante la vida productiva del campo.
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 para la Extracción en el periodo 2018-2034 consisten en 3 reparaciones menores, 26 taponamientos y actividades de abandono. Por lo que se determina que la
solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción promueve el desarrollo de las actividades de exploración y extracción 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-0278-M-Campo Poi se basa en un plan de administración de
yacimientos sustentado lecciones aprendidas. La
en mejores prácticas, aplicación de tecnologías y
recuperación de hidrocarburos del campo Poi en ; /~
48
yacimiento Brecha Paleoceno - Cretácico Superior, en la actualidad se sustenta con la recuperación primaria.
Para el proceso de diseño se analizaron diversas opciones tecnológicas para aplicarse durante el presente Plan de Desarrollo para la Extracción, identificando las áreas de especia lidad, así como los beneficios esperados.
Se plantea utilizar simuladores especia lizados en yacimientos naturalmente fracturados con el propósito de dar mayor certidumbre en los pronósticos de las estrategias de explotación, también se utilizarán herramientas especiales para medir de forma directa o indirecta el avance de los contactos, esperando intervenir de forma oportuna.
De igual forma se propone emplear un software especializado en simulación de
flujo multifásico esperando beneficiar la optimización del sistema de transporte,
variando parámetros de flujo y las condiciones operativas, además de analizar las operaciones dinámicas como los paros, empaque y desempaque de duetos, acumulación y desalojo de agua, y la inestabilidad de los flujos.
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 particu lar, 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
·- 1 · · ·d · / 777 atenc1on a as s1gu1entes cons1 erac1ones:
Yr
~ ~ -
r..,_., . . . --~ tu,.,. ... ,, .... ,. 49
a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por
el Operador para el Plan de Desarrollo para la Extracción, en términos de
artículo 43 de los LTMMH, 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 LTMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19, 21, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.
ii. Se analizó la información proporcionada por el Asignatario 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 los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto por el Asignatario.
iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la
ubicación de los Puntos de Medición por medio del Oficio 250.775/2018 de fecha 10 de diciembre de 2018, a lo cual mediante el Oficio 352-A-171 con fecha del 13 de diciembre de 2018, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Asignatario, " ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatorio; (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 LTMMH, 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, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH, 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:
so
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 17 del presente Dictamen Técnico.
b. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad de acuerdo con la temporalidad establecida en los cronogramas presentados por el Asignatario, referidas en los artículos 28 y 38 de los LTMMH.
c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de diagnósticos presentados en el presente Dictamen.
d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación Poi 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 para la Extracción presentado.
e. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y
Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión, en el Anexo I de los LTMMH, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.
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-0278-M-Campo Poi 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 los Términos y Condiciones
Cuarto y Vigésimo Cuarto del Título 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 conformeª/
la Normatividad Aplicable. ;/
~ ef
,_.. Hlfl ¡I ,9'-- ,.~ .. , .. , l llfit,l( .a,l,,¡11 ..
1
51
1
1
IX. Opinión de la modificación al Anexo 2 del Título ---~------------------d_e_Asignación
"El Término y Condición Quinto del Título de Asignación establece que las actividades de Extracción se llevarán a cabo en los términos que establezca el Plan y el Compromiso Mínimo de Trabajo establecido en el Anexo 2 del Título.
De igual forma indica que, el Asignatario podrá solicitar autorización para retrasar o suspender los trabajados establecidos en el Plan de Desarrollo para la Extracción, siempre y cuando se justifiquen las causas.
En ese sentido, el Anexo 2 indica que las actividades mínimas que debe realizar el Asignatario consisten en la perforación de l prospecto, 3 reparaciones mayores y l terminación.
Al respecto se advierte que el Plan de Desarrollo propuesto por PEP no es coincidente con las actividades establecidas en el mismo, esto debido a que el comportamiento del campo y las condiciones económicas han variado.
A fin de reflejar la realidad de la Asignación, PEP, requiere suspender la perforación del pozo, las 3 reparaciones mayores y la terminación que se tenía contemplado ejecutar en el Plan vigente."
Actualmente en la Asignación se ha recuperado el 99.7% de la reserva factible a recuperar, la reserva remanente al l de enero de 2018 es de 2.6 mmb de aceite y 3.6 mmmpcd de gas y se estima a recuperar en el año 2021.
Cabe señalar que Poi es un campo maduro, el cual inicio su explotación desde 1981 y a la fecha presenta un acuífero activo que continúa avanzando, por lo que resulta complicado reducir o eliminar su presencia en los pozos; aunado a esto, la producción ha ido disminuyendo significativamente.
Dado lo anterior, se advierte que resultan técnicamente viables las actividades propuestas por PEP en la modificación al Plan, motivo por el cual la Comisión analizó el recomendar a la Secretaría de Energía modificar el Anexo 2 del Título de Asignación.
Lo anterior, tomando en consideración los datos establecidos en la siguiente figura:
- ,~ ... ~~ ,,...,,n,11,W lho.lt.-... .. ,1,.,.,..,
52
200
180
160
=o' 140
É 120
~ 100 d 80 o d 60
40
20
o
- Qo (Mbd) - Ow (Mbd) - Qg (MMpcd)
Figuro. Producción del campo Poi. (Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP)
200
180
160
140 u
120 u a.
100 E E
80 ó 60
40
20
o
En este sentido se advierte que las condiciones no son optimas para desarrollar nueva infraestructura en la Asignación, correspondiente a la perforación y terminación del pozo y las 3 reparaciones mayores que se encontraban planteadas
en el Plan vigente.
Por lo antes expuesto, resulta técnicamente procedente recomendar a la Secretaría de Energía la modificación del Anexo 2 del Título de Asignación, a fin de que sea coincidente con las actividades propuestas por PEP en la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, en los siguientes términos:
-·············· Perforac ones
TerrT"1nac,ones
Q"'1A
Taoona,.,,1entos 12
Abandono
6 6 2
3 3
- , ......... . '""•'l ,11• ltHlf•>tlll"'"""
53
La propuesta se alinea a las reparaciones menores proyectadas en la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción en el horizonte 2019-2040 las cuales consisten en 2 reparaciones menores, 26 taponamientos y actividades de abandono.
Lo anterior tomando en consideración lo expuesto acerca de el flujo fracciona! en los pozos, la madurez del campo y que no se pretenden incorporar reservas de
hidrocarburos.
En consecuencia, con fundamento en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16 de su Reglamento se somete a consideración de la Secretaría de Energía la modificación del Anexo 2 del Título de Asignación en los términos referidos con
antelación, por lo que el presente deberá surtir los efectos de la opinión a que se refiere la fracción I del artículo 16 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
- ,~ .. ~~ ........... ,.1,il 1 hd,,ot .tri~,.,,.
54
X. Recomendaciones
Derivado del análisis técnico realizado a la información presentada por el Asignatario se estima necesario realizar las siguientes recomendaciones:
Continuar con el seguimiento del contacto agua-aceite correspondiente a la Asignación A-0278-M- Campo Poi, lo anterior considerando el tiempo que lleva produciendo, la historia de producción y el contacto actual, para que se puedan tomar medidas oportunas enfocadas a estabilizar el corte de agua.
Realizar las actividades de abandono de conformidad con los términos y condiciones del Asignación, y las Mejores Prácticas de la Industria, esto incluye el retiro y desmantelamiento de materiales, incluyendo el taponamiento definitivo y abandono de pozos, desmontaje y retiro de plantas, plataformas, instalaciones, maquinaria y equipos utilizados para la realización de las actividades. Además, buscar y evaluar alternativas que permitan disminuir los costos de dichas actividades (pozos, duetos y plataformas).
Considerando la historia de producción, el volumen remanente, el contacto aguaaceite actual, así como las propiedades de los fluidos y el yacimiento, se recomienda el análisis de procesos de recuperación mejorada con la finalidad de recuperar el aceite remanente contenido en la matriz.
Finalmente, se estima conveniente reiterar que el análisis que deriva en la opinión técnica expuesta en el presente Dictamen se realizó con base en la información que obra en el exped iente 5S.7.DGDE.0153/2018 entregada por el Asignatario a la Comisión, durante el proceso de evaluación de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0278-M-Campo Poi.
ELABORÓ
ING. SAMUEL ISAÍ VELÁZQUEZ PAREDES ING. EDGAR RIVERA HERNÁNDEZ Subdirector de Área Jefe de Departamento
Dirección General de Dictám~nes de Dirección General de Comercialización de Extracción Producción
-
'º""''"" . . ' --~ tlJCt,,r,,c~t-.-1t
55
'
ELABOR.Ó
;;>"" 7 e::?::: 7 MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA
Directora General Adjunta Dirección General de Estadística y
Evaluación Económica
MTRA. MA ' A MELIA BURGUEÑO MERCADO
Directora General Dirección General de Estadística y
Evaluación Económica
Director General Adjunto Dirección General de Comercialización de
Producción
ELABORÓ
'~ ING. MARIANA SÁNCHEZ COLÍN
Directora de Área
Dirección General de Medición
REVISÓ
M,l'RA. ANA BERTHA GONZÁLEZ L./ MORENO ~
Directora General
Dirección General de Medición
Dirección General e Dictámenes de Extracción FIRMA EL DIRECTOR GENERAL DE DICTÁ NES DE EXTRACCIÓN EN SUPLENCIA POR AUSENCIA DEL TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN CON FUNDAMENTO EN EL ARTÍCULO 49 PRIMER
PÁRRAFO DEL REGLAMENTO INTERNO DE LA COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 19, 29, 31, 31B15 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-0278-M-Campo Poi.
- •-·~ . . . ' --~ ttdroc.arhm~•
56