asignación a-0284-2m-campo rabasa pemex exploración y
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Solicitud de Aprobación de Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción
Asignación A-0284-2M-Campo RabasaPemex Exploración y Producción
Enero 2021
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 2 Área de Protección
Duración total del proceso Días hábiles (35 dh)
PEP 15
CNH 37
Total 52
29%
71%
Presentación MPDE
26/10/2020
Prevención de información
10/11/2020
Respuesta a prevenciones
02/12/2020
Presentación a ODG
26/01/2021
4 alcances de información de Pemex
Relación cronológica
Pemex Solicita prórroga para atención de
prevenciones
CNH notifica ampliación de
plazo para resolver
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 3 Área de Protección
Generalidades de la Asignación
Características A-0284-2M-Campo Rabasa
Área (km2) 96.59
Ubicación7 km al oeste de la ciudad de Agua
Dulce, Veracruz
Fecha de emisión 13 de agosto de 2014
Vigencia 20 años
Tipo Extracción
Profundidad promedio (mvnm) 2,440-1,900
Pozos perforados a) 83
Yacimientos Mioceno Medio - Inferior
Tipo de fluido (°API) Aceite Negro (24´°API)
A nivel Nacional b) 29 ª Asignación en producción
Fuente: CNH
a) Un pozo inyector.b) Producción de aceite a nivel nacional a noviembre de 2020.
A-0284-2M-Campo Rabasa
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 4 Área de Protección
Etapa 1: Inicia explotación del campocon la perforación de 7 pozos.
Etapa 2: Perforación y terminación de27 pozos de desarrollo en el campo.
Etapa 3: Perforación y terminación de38 pozos de desarrollo. En 2015 setiene pico de producción del campocon 34.5 Mbd. Descubrimiento de losyacimientos Bloque F y Bloque G.
Etapa 4: Perforación y terminación de5 pozos de desarrollo.
Etapa 5: En los años 2019 y 2020 serealizó la perforación y terminación de6 pozos de desarrollo al amparo delPlan de Desarrollo vigente.
Etapas de desarrollo del Campo
1 2 3 4 5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
200
9
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Qo
(Mb
d)–
Qg
(MM
pcd
)
Qo (Mbd) Qg (MMpcd)
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 5 Área de Protección
Justificación de la modificación del Plan
Variaciones del Plan
Variación en el número de pozos a perforar
Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado
Variación de 30% en el volumen de hidrocarburos a producir
Programa de recuperación secundaria
Justificación
Incremento en número de pozos intermedios a perforar en yacimiento Mioceno
Fallas en los equipos de compresióndebido a su diferimiento enmantenimientos
Incremento de producción por perforación de pozos y programa de recuperación secundaria
Inyección de agua
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 6 Área de Protección
Alternativas de Desarrollo*
Características Alternativa 1 Alternativa 2seleccionada Alternativa 3
Pozos a perforar 11 11 8
Terminación de pozos 11 11 8
RMA’s 60 76 76
RME’s 88 274 269
Ductos 5 10 10
Infraestructura 0 1 1
Volumen a recuperar (MMb) 19.03 27.00 25.37
Volumen a recuperar (MMMpc)
30.07 33.54 30.57
Inversiones (MMUSD) 381.66 405.83 396.39Gastos de operación
(MMUSD)95.11 128.44 120.42
VPN AI (MMUSD) 440.81 727.68 668.49
VPN DI (MMUSD) 30.53 148.41 128.28
VPI (MMUSD) 302.10 324.38 315.61
VPN/VPI AI 1.46 2.24 2.12
VPN/VPI DI 0.1 0.46 0.41
Alternativa 1
• Recuperación primaria
• Mismo numero de perforaciones que la alternativa 2
• Menor actividad en RMA y RME que la alternativa ganadora
• Menor volumen de hidrocarburos a recuperar que la
alternativa 2.
Alternativa 2
• Recuperación Secundaria
• Mayor actividad de perforación que la alternativa 3
• Mayor actividad en RME de las alternativas
• Mayor volumen a recuperar respecto de la alternativa 1 y 3
Alternativa 3
• Recuperación Secundaria
• Menor actividad de perforación que las alternativas 1 y 2
• Misma actividad en RMA y menor en RME que la alternativa 2
• Menor volumen de hidrocarburos a recuperar que la
alternativa 2.
*Alternativas presentadas al límite económico del proyecto en el año 2040.
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 7 Área de Protección
Producción de aceite
Alternativa 1. 11 perforaciones y 60 RMA
Alternativa 2. 11 perforaciones 76 RMA
Alternativa 3. 8 perforaciones 76RMA
Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3Volumen a recuperar
(MMb)Vigencia 2034
18.72 26.7 25.07
Volumen a recuperar (MMb)
Hasta el L.E.19.03 27.0 25.37
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 8 Área de Protección
Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3Volumen a recuperar
(MMMpc)Vigencia 2034
29.56 33.04 30.07
Volumen a recuperar (MMMpc)
Hasta el L.E.30.07 33.54 30.57
Producción de gas
Alternativa 1. 11 perforaciones y 60 RMA
Alternativa 2. 11 perforaciones 76 RMA
Alternativa 3. 8 perforaciones 76RMA
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 9 Área de Protección
Volumen a recuperar 2020-20341
26.71 MMB33.04 MMMPC1 27.0 MMB y 33.5 MMMPC al límite económico.
Pozos 2020-20342
11 Perforaciones72 RMA
270 RME80 Taponamientos
2 Se contemplan 76 RMA, 274 RME, 87 Taponamientos al límite económico.
Costo Total 2020-20343
513.62 (millones de dólares)386.60 Inversión127.02 Gasto de operación3 Se contempla un costo total de 534.27 MMUSD, distribuido unainversión de 405.83 MMUSD, gastos de operación de 128.44MMUSD al límite económico del proyecto.
1234
Programa de Aprovechamiento de Gas Natural
Se propone un nuevo PAGNA parala Asignación.
Medición de hidrocarburos
No requiere modificación de losmecanismos de Medición
Alcance del Plan de Desarrollo (Alternativa 2)
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 10 Área de Protección
0
20
40
60
80
100
120
2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041
MM
US
D
Plan Vig. Inv. Plan Mod. Inv. Real Inv.
Descripción Plan vigente
Real2019-2020
Pendiente Plan vig. MPDE* Dif.
(d – c)
Perforación de pozos (No.) 7 6 1 11 10
Terminaciones (No.) 7 6 1 11 10
RMA (No.) 68 32 36 72 36
RME (No.) 136 48 88 270 182
Ductos 16 0 16 10 10
a b c d
Comparación de Plan vigente vs modificado
Vigencia2034
*Actividades a la vigencia de la Asignación
Inversión a 2020(MMUSD)
Plan vigente 2034(V): 339.35
Real 2020 (R): 118.47
Diferencia V-R: 220.88
MPDE 2034: 386.60
MPDE 2040: 405.83
L.E.2040
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 11 Área de Protección
0
5
10
15
20
25
30
35
40
02468
1012141618202224
2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043
Gp
(MM
Mp
c)
Qg
(MM
pcd
)
Qg Plan Vigente Qg real Qg MPDE Gp Plan vigente Gp MPDE
0
5
10
15
20
25
30
0
2
4
6
8
10
12
14
2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043
Np
(MM
bls
)
Qo
(Mb
d)
Qo Plan Vigente Qo real Qo MPDE Np Plan vigente Np MPDE
Comparación de Plan vigente vs modificación propuesta
Volumen total a recuperar MMb
Plan vigente 2034 (V): 20.13
Real 2020 (R): 7.26
Diferencia V-R: 12.87
MPDE 2034: 26.71
MPDE 2040: 27.0
Volumen total a recuperar MMMpc
Plan vigente 2034 (V): 36.46
Real 2020 (R): 12.96
Diferencia V-R: 23.50
MPDE 2034: 33.04
MPDE 2040: 33.53
Vigencia 2034
Vigencia 2034
L.E. 2040
L.E. 2040
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 12 Área de Protección
Programa de aprovechamiento de gas (PAGNA)
Asignación Máxima RGA [m3/m3]A-0284-2M-Campo Rabasa 438
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 13 Área de Protección
Medición de Hidrocarburos Campo Rabasa
Mezcla
Gas
Petróleo
Medición operacional
Medición referencia
Punto de Medición
Agua congénita
Placa de Orificio
Medición transferencia
Condensado
Ultrasónico
Llegada otras corrientes
Rabasa
C.C.C. PALOMAS
Batería de Separación
RabasaEMC La Venta
CPG La Venta
Medición AguaMedición Portátil
Gas a quemador
PD La Venta
EMG CPG La
VentaEstación de Compresión
Rabasa
40 % BN 60 %
Cahua y Octli
Puntos de Medición
Instalación Fluido Tipo de Medidor
CPG. La Venta Gas Placa de Orificio
C. C. C. Palomas Petróleo Ultrasónico
Inyección a pozos
Cinco Presidentes
PIA
PIA Planta de iny. de Agua
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 14 Área de Protección
Costo Total
Costo Total$523.61 MMUSD
Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.
a. Corresponde a 17.23 MMUSD en Inversiones en Administración, gestión de actividades y gastosgenerales del proyecto y Plan de desarrollo con ingeniería de detalle y 35.02 MMUSD en GastoOperativo en Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto.
b. Considera 79.05 MMUSD en Inversiones asociadas a Administración, gestión de actividades y gastosgenerales del proyecto; así como 92.00 MMUSD de Gasto Operativo.
c. Otros egresos es el monto que el Operador refiere a las erogaciones por concepto de manejo de laproducción en instalaciones fuera del Campo
Actividad Sub-Actividad
Total(millones
de dólares)
DesarrolloConstrucción Instalaciones 6.45General a 52.24Perforación de Pozos 34.14
Producción
Construcción Instalaciones 74.08Ductos 2.35General b 171.06Ingeniería de Yacimientos 0.85Intervención de Pozos 50.37Operación de Instalaciones de Producción 79.97Otras Ingenierías 17.45Seguridad, Salud y Medio Ambiente 9.61
Abandono Desmantelamiento de Instalaciones 19.60Programa de Inversiones (Inversión y Gasto Operativo) 518.17
Otros Egresos c 5.43Costo Total 523.61
Desarrollo17.73%
Producción77.49%
Abandono3.74%
Otros Egresos
1.04%
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 15 Área de Protección
Recomendaciones
Evaluarla posibilidad de implementar el proceso de inyección de agua en otrosbloques dentro del yacimiento Mioceno, así como el los yacimientos Bloque F yBloque G
Evaluar otros patrones de inyección de agua, además del periférico, en el yacimientoMioceno, para lograr la mayor eficiencia de barrido con los frentes de aguagenerados.
Evaluar la implementación de un método adicional de recuperación secundaria omejorada adicional dentro del campo Rabasa.
Realizar un seguimiento continuo del avance del contacto de los fluidos en funcióndel ritmo de inyección de agua y vaciamiento de los yacimientos.
Realizar toma de información en los pozos programados a perforar, lo anterior con elobjetivo de caracterizar el yacimiento y actualizar el modelo dinámico.
Recuperación secundaria
Modelo dinámico
Pozos
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 16 Área de Protección
Cumplimiento de la normatividad aplicable
Cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos (LH)
Artículo 44, fracción II
Cumplimiento de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia
Energética (LORCME)
Artículo 39
Cumplimiento de los Lineamientos de Planes (2019)
Artículo 22
Artículo 25
Anexo II
Cumplimiento de los Lineamientos Técnicos en Materia de Recuperación Secundaria y Mejorada
Artículo 5, Apartado A
Artículo 6
Artículo 7
Artículo 8
Cumplimiento de las Disposiciones Técnicas para Aprovechamiento de Gas Natural Asociado
Artículo 22
Artículo 17
Artículo 62, fracciones II, IV, VII y VIII
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 17 Área de Protección
Resultado del dictamen
Derivado del análisis presentado, se propone el dictamenTécnico en sentido favorable con respecto a la modificaciónal Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a laAsignación A-0284-2M-Campo Rabasa, presentado porPEMEX Exploración y Producción, mismo que de seraprobado, estará vigente a partir de su aprobación y hastaque concluya la vigencia del Contrato o se apruebe unamodificación.
gob.mx/CNH I rondasmexico.gob.mx I hidrocarburos.gob.mx 18
gob.mx/CNHhidrocarburos.gob.mxrondasmexico.gob.mx