Comisión Nacional de Hidrocarburos

Asignación A-0375-2M-Campo Zaap

Dictamen Técnico de la modificación al Plan

de Desarrollo para la Extracción de

Hidrocarburos

Pemex Exploración y Producción

Diciembre 2018

- -

- - - - ---

Contenido CONTENIDO ................................................................................................................................................. 2

l. DATOS GENERALES DEL ASIGNAT ARIO .................................................................................... 3

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

INFORMACIÓN ................................................................................................................................ s

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

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

A) CARACTERISTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN .................................. 7

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 FISICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ............................................................................................................................................................. 1 O

E) POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR ..................................................................................................................... 14

F) ANÁLISIS DE LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO ................................................................... 16

G) COMPARATIVO DEL CAMPO ZAAP A NIVEL INTERNACIONAL ............................................................................................ 18

H) EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................................... 21

1) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ...................................................................... 24

A) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .......................................................................................................................... 32

B) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ....................................................................................................... 33

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

MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ............................... ....... ...... .. 34

VI. PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS .......................... .............. ............................. 39

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL.. .............................................. 40

VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ...... ......................................... .................................. .... 41

A)

B)

C)

D)

E)

F)

IX.

ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAIS ..................................... 41

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 .............................................. 41

PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAIS ................................................................................................................................................................. 41 -;;, 7 7 LA UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MÁS ADECUADA PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS, EN FUNCIÓN DE LOS RESULTADOS PRODUCTIVOS Y ECONÓMICOS .......................................... 42

EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................................................................................ 42

MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................ iif--...................... 42 rv RECOMENDACIONES ...................................................................... .................. ........... .. ............... 45 \

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l. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante, Modificación) para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación A-0375-2M - Campo Zaap (Asignación), es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, Asignatario o PEP), por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio de Exploración y Producción adscrita a la Subdirección de Aseguramiento Tecnológico, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII, inciso c) del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de enero de 2017.

A continuación, en Tabla 1 se muestran los datos generales de la Asignación.

Nombre

Estado y municipio

Área de Asignación

Fecha de emisión

Vigencia

Tipo de Asignación

Profundidad para extracción

Profundidad para exploración

Yacimientos y/o Campos

Colindancias

Descripción

. . . .. ... Aguas Territoriales del Golfo de México

28 de febrero de 2018

20 años a partir del 13 de agosto de 2014

Extracción de hidrocarburos

Eoceno Medio Cretácíco Superior-Medio-Inferior Jurásico Superior Kimmeridgiano

Zaap Eoceno Medio Zaap Cretácico Zaap Jurásico Superior Kimmeridgiano

Ku, Maloob y Bacab.

Tabla 1. Datos Generales de la Asignación. (Fuente: PEP)

La Asignación se encuentra en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas del estado de Campeche a 11 O km al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 85 m., que colinda al norte con el campo Maloob, al este con el campo Bacab y al sur con el campo Ku. La ubicación se muestra en la Fig. 1. ...... - - I0000C l20IIOO ...... - - I00000 noooo , .....

A-o37S-ZM-CampoZ..,. • B '-- i ~

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Fig. 1 Ubicación de la Asignación A-0375-2M - Campo Zaap. (Fuente: CNH)

En la Tabla 2 se muestran las coordenadas geográficas de los vértices que delimitan al área de la Asignación.

Vértice 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Longitud Oeste Latitud Norte Vértice Longitud Oeste Latitud Norte • • • 19º 34' 30" 19º 32' 00" 92º 13' 30" 19º 34' 00" 19º 32' 00" 92º 12' 00" 19º 34' 00" 92º 11' 00" 19º 31' 30" 92º 12' 00" 19º 33' 30" 92º 13' 00" 19º 31' 30" 92º 11' 00" 19º 33' 30" 92º 13' 00" 19º 32' 00" 92º 11' 00" 19º 33' 00" 92º 14' 00" 19º 32' 00" 92º 10' 00" 19º 33' 00" 92º 14' 00" 19º 32' 30" 92º 10' 00" 19º 32' 30" 92º 16' 30" 19º 32' 30" 92º 09' 30" 19º 32' 30" 92º 16' 30" 19º 33' 00" 92º 09' 30" 19º 31' 30" 92º 18' 30" 19º 33' 00" 92º 10' 30" 19º 31' 30" 92º 18' 30" 19º 34' 30"

Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vérlices de la Asignación A-0375-2M - Campo Zaap

(Fuentec CNH con ;nfo,mac;ón de PEP, 2018). . ~ ~

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

El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen de la Modificación propuesta por el Asignatario, involucró la participación de cuatro unidades administrativas de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, Dirección General de Medición, Dirección General de Comercialización de Producción y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Además, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional, así como la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, (en adelante, SHCP}, quien es la autoridad a la que se le solicitó el visto bueno sobre los puntos de medición.

La Fig. 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto de la Modificación presentada por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS. 7. DGDE.0115/2018 Dictamen Técnico de la Modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0375-2M-Campo Zaap de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

PEP-DG-SAPEP-GCR-1897-2018

Solicitud de Mod1f1cac1on del Plan de Desarrollo

31/08/2018

ASEA/UGI/DGGEERC/121 2/2018

Opinión ASEA

25/10/2018

250.684/2018

Declarstorla de suftclencia de Información 30/10/2018

• • • 1

250.569/2018

Prevenc1on de informac1on

25/09/2018

UCN.430.2018.398

Opinión SE 18/10/2018

352-A-160

Opinión SHCP 21/11/2018

Presentac1on en Organo de Gobierno

21/12/2018

• • • •

PEP-DG-SAPEP-GCR-2115-2018

PEP solicita audiencia

03/10/2018

•

250. 744/2018

Comparecencia

03/12/2018

• PEP-DG-SAPEP-GCR-

2701-2018

Atenc1on a observaciones

12/12/2018

Fig. 2. Cronologfa del proceso de evaluación, dictamen y resolución (Fuente: CNH) .--d. ~ 12- c.

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111. Criterios de evaluación utilizados

Se verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el artículo 44 fracción II de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

La Comisión consideró los principios y criterios en términos de los artículos 7 y 8 de los "Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (en adelante, Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la Modificación al Plan de Desarrollo. Al respecto, se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11 , IV, y VI , 8, fracción 11 , incisos a), b), c), d), e), f), g), h), 40, fracción 11 , incisos a), e) y h), 41 , y el Anexo II de los Lineamientos.

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la Modificación presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 7, 8 fracción 11 , 11 , 20, 40, fracción 11 , incisos a), e) y h), así como 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.

Las modificaciones propuestas al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos, conforme a lo siguiente:

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

propuestas. b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de la Modificación propuesta, en

términos técnicos, económicos y operativos. c) Contiene el sustento documental de la Modificación propuesta. d) Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la Modificación propuesta. e) Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan. f) Presentó los apartados que son sujetos de Modificación, en términos del

Lineamientos.

t J

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

a) Características Generales y propiedades de los yacimientos de la Asignación

El campo Zaap agrupa a los yacimientos Cretácico, Eoceno Medio y Jurásico Superior Kimmeridgiano, cuyas principales características geológicas, petrofísicas y propiedades de los fluidos y de los yacimientos se muestran en la Tabla 3.

Características generales

Area (km2)

Año de descubrimiento Fecha de iníc,o de explotacíón

Profundidad promedio (mvbnm)

Elevacíón o tirante de agua (m)

Número y tipo de pozos perforados

Estado actual de pozos

Tipo de sístemas artificiales de producción

Era, penodo y época

Cuenca

Play

Régimen tectónico Ambiente de depósito Litología almacén

Mineralogía

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

Porosidad y tipo

Permeabilidad (mD) (Especfficar tipo como absoluta, vertical, horizontal, etc.) Espesor neto (m) Relación neto/bruto

Tipo de hidrocarburos Densidad API Densidad a Pb (gr/ce) Viscosídad (cp) (a cond1cíones de Pb y de superficie a Ty) Bo inicial y actual (m3/m3)

Relación gas - aceite 1nic1al y actual (m3/m3)

B0 ínícial y actual (m31m3)

Presíón de saturación (Kg/cm2)

Presión de rocio (Kg/cm2)

Factor de conversión de gas (Mb/MMpc) Calidad y contenido de azufre (%) Poder calorífico del gas (BTU/p3)

Temperatura ("C)

Presión ,n1ciai (kg/cm2)

Yac imiento Yacímíento

Eoceno Medío Cretácico Superíor-Medio-

Inferior

19.26 31 78 1985 1990

Nov-1997 Nov-1992

2,710 3,250

80 80

Pozos

1• (Tipo J) 75 (4 vertical, 1 horizontal.

70 Tipo J) 56 Productores operando 14 Productores cerrados

1 Cerrado 2 Inyectores de N2

3 Taponados

(Jun-2018) (Jun -2018)

Bombeo Neumábco Bombeo Neumático/

Bombeo Electrocentrífugo

Marco Geológico

Cenozoico. Paleógeno, Mesozoico, Cretác1co Eoceno Medio, Lutetiano Superior Maastrichtiano

Cuencas del Sureste (Pilar de Cuencas del Sureste (Pilar Akal-Reforma) de Akal-Reforma)

Tithoniano-Eoceno Medio Tithoniano-Cretác1co LuteMno Superior Maastrichtiano Extensivo Extensivo

Pie de Talud Pie de talud/cuenca Caliza Dolomía

Propiedades petrofislcas Calcita (85%) y arcillas Dolomita (80-85%) Caliza (5-

calcáreas (15%) 7%) Arcílla (3-5%)

24 7% írreductíble y móvil

<1>=20% Porosídad primaria

50 • 250

Absoluta

47 16 0.85

Propiedades de los fluidos

Aceite negro 17 3

0.8407

8 39 / 45

113/ 1.19 71 .6171 .6

0.0062 / 0.006 216 N/A

O 199126 No se cuenta con información

1,171.2

Propiedades del yacimiento

106

281

14 % irreductible

<1>=9.8% Triple porosidad

1000 - 9000

Absoluta

283.44 0.86

Aceite negro 13 4

0.8495

12 25 / 69 9

121 / 118 64.5 / 53.0

0.007 / O 007 156 N/A

O 199126 5 1

1,155.3

Yacimiento Jurásico Superior

Kimmeridgiano

12.0 1990

Mar-2006

3,600

80

2• (1 Tipo J y 1 Tipo S)

2 productores operando

(Jun -2018)

Bombeo Neumábco

Mesozoico, Jurásico Superior Kimmeridgíano

Cuencas del Sureste (Pilar de Akal-Reforma)

T1thon1ano-Jurásico Superior K1mmendg1ano

Extensivo Rampa

Dolomía

Dolomita (80-85%), Caliza (5%) Arcilla (5%)

8 % írreductíble

<1>=9.3 % Disolución-Fracturas

100 -1100

Absoluta

149 0.9

Aceite negro 25.1

O 684

1.23 / 4

1.48 / 152 127 09 / 127 09

0.008 / 0.008 205 N/A

0.199126 2.4

1.062.9

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 referidos al 30 de Junio de 2018 por parte del As,gnatano

261

Expansión roca fluidos

Extracción No aplica No aplica 00 mbd

12.7 mbd (may-98)

00%

134

En el yacimiento cretác1co se han presentado diferentes mecanismos de empuje naturales tales como Expansión roca-fluido,

entrada de agua, segregación gravitacional ,

expansión del casquete secundario de gas, gas

disuelto liberado Y como método de empuje

secundario se encuentra la inyección de Nitrógeno

Inyección de Nitrógeno No aplica

288 1 mbd 316.4 mbd

(mar-2017)

1.6%

258

Expansión roca-fluido

No aplica No aplica 10.2 mbd 68.5 mbd

(may-2005)

0.0%

Tabla 3. Propiedades de los yacimientos que integran la Asignación. (Fuente: PEP, 2018).

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

El Asignatario solicita la Modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación considerando que al cierre de 2018 ha perforado 12 pozos y se encuentra en la perforación del treceavo de los 13 comprometidos en el Plan de Desarrollo vigente para la Extracción de Hidrocarburos ( en adelante, Plan Vigente) por lo que del análisis realizado a la información remitida por el Asignatario se identifica que la Modificación se realiza en virtud de que cae en los supuestos de los incisos a), e) y h) del articulo 40, fracción II de los Lineamientos, debido a:

• Modificaciones en el alcance del plan por cambio en la estrategia de extracción en los yacimientos.

En la presente Modificación, el Asignatario propone perforar y terminar 1 O pozos adicionales, 30 RMA, 219 RME y 86 taponamientos con el objetivo de maximizar el factor de recuperación y la recuperación de reservas en el periodo 2019-2030. Para llevar a cabo las actividades propuestas, el Asignatario plantea erogar 5,583.40 MMUSD, lo que representa un decremento del 15.45% de la inversión total del Plan aprobado.

• Variaciones en el avance físico presupuesta! del Plan aprobado.

En el Plan Vigente el Asignatario contaba con 13 pozos aprobados para perforar en el periodo 2015-2019, sin embargo, de acuerdo con la información remitida por el Asignatario a la Comisión, a la fecha ha perforado 12 pozos y el número 13 se encuentra en perforación, con lo que el Asignatario ha realizado los pozos aprobados en el Plan Vigente.

• Existen variaciones en los montos de inversión.

~~-~:~natario contempla erogar 5,583.40 MMUSO lo que representa un decrement, los eg~

Q ~ c.\- <cL

e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

En la Fig. 3 y la Fig. 4 se muestra la evolución de las reservas de aceite y gas para las categorías probada, probable y posible. Asimismo, se puede observar que la reserva probable se ha ido recategorizando a probada de 2006 a 2014 como resultado del incremento en los pozos productores, de 14 a 58, a su vez se aprecia que de 2015 a 2018 las reservas han disminuido. Las unidades son millones de barriles (en adelante, MMb) y miles de millones de pies cúbicos (MMMpc).

..e ~ ~

u c. ~ ~ ~

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

o 8 o N

.... o o N

N o o N

,..., o o N

<:t o o N

L/"l o o N

ID ,..._ o o o o N N

0() o o N

■ Probada ■ Probable

gi o N

o .... o N

Posible

.... .... o N

N .... o N

,..., .... o N

~ o N

Lfl ID .... .... o o N N

,..._ .... o N

Fig.3. Evolución de las reservas de aceite de la Asignación en el periodo 1999-2018. (Fuente: CNH)

800

700

600

500

400

300

200

100

o a, o a, o a, o .-< N

.... o o N

N m o o o o N N

g o N

L/"l o o N

ID o o N

,..._ o o N

0() o o N

■ Probada ■ Probable

a, o o N

o .... o N

Posible

.... .... o N

N .... o N

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Fig.4. Evolución de las reservas de gas de la Asignación en el periodo 1999-2018. (Fuente: CNH)

0() .... o N

0() .... o N

De acuerdo con los datos de reservas remanentes mostrados en la Tabla 4, es importante destacar que entre el 93 y 95 % de las reservas remanentes 3P de aceite y gas respectivamente, se encuÁ Cretácico, razón por la que la mayor actividad física se concentra en dicho yacimiento. ~

0 # ); d'

I

2018 Factor de

Categoría Volumen original recuperación Reserva Remanente 111

final Yacimiento de

Gas reserva Aceite Aceite Gas Aceite Gas

MMb natural MMMpc % % MMb MMMpc

1P 4.6 6.6 23 9.3 Eoceno 2P 690.6 279 5.6 7.6 30 12 Medio

3P 5.6 7.6 30 12

1P 40.7 60.1 548.1 384

Cretácico 2P 3,899.00 1,310.10 40.7 60.1 548.1 384

3P 41 .6 61.9 584.9 408.4

1P 39.1 39 11 .2 8

JSK 2P 494 352.5 39.9 39.8 15.2 10.9

3P 39.9 39.8 15.2 10.9

1P 35.6 48.5 582.4 401 .3

Campo Zaap 2P 5,083.70 1,941 .60 35.8 48.8 593.3 407

3P 36.5 50.1 630.1 431 .3

' Los totales pueden no co,nc,d,r por redOndeo de Cifras

1 Factor de conversión a PCE O 199126 MMb/MMMpc y Condensados O 016145 MMb/MMMpc Cdras 2017

2 Producción acumulada al cierre del 31 de diciembre de 2017

Condensado

MMb

0.1

0.2

0.2

6.2

6.2

6.6

0.1

0.2

0.2

6.5

6.6

7

Producción Acumulada 121

PCE Aceite Gas

MMb MMb MMMpc

24.9

32.4 8.5 9.1

32.4

624.6

624.6 1,036.9 402.7

666.3

12.8

17.4 181 .8 129.3

17.4

662.3

674.3 1,227.1 541.1

716

Tabla 4. Volumen de reservas cuantificados al 1• de enero de 2018 para la Asignación (Fuente: PEP, 2018).

d) Comparativo de la actividad fisica del Plan vigente contra la solicitud de Modificación del Plan de Desarrollo

El Plan Vigente para la Asignación contemplaba la perforación de 13 pozos y 44 RMA. Cabe señalar, que hasta el 2018 se han perforado 12 pozos y se han realizado 29 RMA. Es preciso destacar, que actualmente el asignatario se encuentra perforando un pozo.

La Modificación propuesta para la Asignación propone realizar 1 O perforaciones y 1 O terminaciones adicionales y 30 RMA adicionales en el periodo 2019-2030. En la Tabla 7 se muestra un comparativo de la actividad física, los volúmenes de hidrocarburos a recuperar, así como las inversiones y gastos de operación asociados al Plan Vigente y la solicitud de Modificación.

Concepto Unidades Plan Vigente

2015-2030

Plan Nuevo

2019-203

-?-¡ 7

J ~ \?c.

G ~ ~ Perforación

-

Taponamientos

Abandono

Reserva ( 1 P)

Reserva (2P)

Reserva (3P)

Volumen de aceite a extraer (2P)

Volumen de gas a extraer (2P)

Inversión

Gasto de operación

MMbpce

MMb

MMMpc

MMusd

13

44 (l)

o 4 (1)

o

o 864.2 (l)

1 ,123.1 (3)

1 ,175.2 (3)

894.6 (5)

308.5 (5)

6 , 188.0<8>

2 ,779.1<9>

13

29

90

o

o o

662.3 (4)

674.3 <•>

716.0 <4>

593.3 (8)

407.0 (8)

1 ,682.7(9)

1 ,550.3(1 O)

1 Pozos. RMA. Plataformas y Duetos corresponde a las metas fisicas programadas en el Plan Aprobado del penodo 2015-2030 2 Contempla la lntervenCl6n de conversión de un pozo a Inyector en el yacimiento EM 3 La reserva del Plan Aprobado son las reservas cen1ficadas al 1• de enero de 2014 4 La reserva real corresponde a las reservas cen~lcadas al 1• de enero de 2018 5 Volúmenes de aceite y gas a extraer documentado para el Plan Aprobado perlodo 2015-2030 6 Volúmenes de aceite y gas 2P Certificados al 1• de enero de 2018 7 Volúmenes de acene y gas a extraer documentado para el Plan Nuevo de Desenrollo propuesto 8 Inversión y gasto de operación del Plan Aprobado refendos a millones de usd@2018 9 Inversión real de 2015 a 1umo de 2018 de Cuenta Pública (Real de 2015 a d1c1embre 2018 1.925 6 mmusd @2018) 10 Gasto de operación real de 2015 a Junio de 2018 de Cuenta Pública (Real de 2015 a d1c,embre 2018 1.759 4 mmusd@2018)

Tabla 7. Comparativo de actividad flsica entre Planes. (Fuente: CNH con información de PEP, 2018).

10

30 (2)

219

86

29

569.7

501 .5

342.3

3,336.7

2 ,246.7

La calendarización de la actividad física propuesta en la Modificación se muestra en la Tabla 8.

Actividad 2019 202

Perforación o o o o o o o o o Term1nac1ón 8 2 o o o o o o o o o RMA "' 6 6 8 7 3 o o o o o o RME ' 7' 42 26 25 26 26 23 14 13 9 9 4 Duetos o 1 o o o o o o o o o Infraestructura o o o o o o o o o o o Plantas y Estaciones o o o o o o o o o o o Taponamiento o o o o o o o o o 18 13

Abandono ''' o o o o o o o o o 1 Actividad 203

Perforación o o o o 10 Term1nac1ón o o o o o 10 RMA ''' o o o o o 30 RME '2 ' 2 o o o o 219 Duetos o o o o o 1 Infraestructura o o o o o o Plantas y Estaciones o o o o o o Taponamiento 18 37 o o o 86 Abandono ''' 2 3 16 7 o 29

1 Contempla la conversión de un pozo a Inyector de agua en el yacimiento Eoceno Medio

7"1'1

2 Corresponde a las RME realizadas con equipo y sin equipo de perforación, incluye baches, hmpteza de apare.t0, cambio de válvulas y estimulac,ones las cuales fueron definidas de manera estadlstica 3 Contempla la lnemzación de duetos y abandono de estructuras

Tabla 8. Calendarización de la actividad flsica propuesta en la Modificación (Fuente: PEP, 2018)

En la Tabla 9 se muestra el pronóstico de producción de aceite y gas asociado a los pozos que actualmente producen, así como a la producción esperada de la actividad física a llevarse a cabo.

Fluido 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

~ • t

. - --

Producción de aceite (mbd) Producción de gas (mmpcd)

266.0 250.8 210.2 174.1 152.1 117.7 84.6 54.2 131 .2 128.3 114.8 109.2 95.8 82.9 88.0 80.0

Fluido 2027 2028 2029 2030 (r;;~~ ~O~t~;i

Producción de aceite programada (mbd) IIIP.l.lllllf.lllllllrmllllllll~ Producción de gas programada (mmpcd) IIEP.llll!Elllllllmlll--~

Tabla 9. Pronóstico de producción de Aceite y Gas para el periodo 2019-2030. (Fuente: PEP, 2018)

En la Fig. 5 y 6 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de producción de aceite y gas, producción acumulada del Plan Vigente aprobado en Ronda Cero, cifras reales a mayo de 2018 y la presente Modificación, además de la producción acumulada del campo asociada a la Modificación.

350 2,100

300 - - - - 1,800 - - - - --, "

250 1,500

=.;-200 1,200

.D

! o

ª 1so 900

100 600

Fin Vigencia so Asignación 300

l o

N ~ ~ 00 8 N 8 § 00 o N ... "' 00 o N ... "' 00 o N ... (TI (TI 8 8 .... .... .... .... .... N N N N N m m m (TI (TI (TI (TI o o o o o o o o o o o o o o .... .... .... .... N N N N N N N N N N N N N N N N N N

1////////, Modificación - Histórico - Plan Vigente - Np Histórico - - Np Plan Vigente Np Modifiaclón

Fig.5. Perfiles de producción y actividades asociadas de la Asignación ..----7'! J

-- -·-

-;;¡ :.; ~

! Q. z

(Fuente, CNH con ;nfom,ack>n de PEP, 2018). ~

~ f ~ ?:77 J-

300

250

200

=¡;-u Q.

:e 150 ~ cJ

100

so

o N .... o N

m .... o N

... .... o N

V) "' r-- 00 "' o .... .... .... .... .... .... N N o o o o o o o N N N N N N N

Fin Vigencia

Asignaclon

1 N ~ ... V) "' r-- 00 "' o .... N m ... V) N N N N N N N m m m m m m o o o o o o o o o o o o o o N N N N N N N N N N N N N N

W///6 Modificación (Gas He) - Qg histórico (Gas HC) - Qg Histórico (N2) W///6 Modificación (Gas N2) - Plan Vigente

Fig.6. Perfiles de producción y actividades asociadas de la Asignación (Fuente: CNH con información de PEP, 2018).

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 501 .5 MMb de aceite, y 342.3 MMMpc de gas hidrocarburo lo que equivale a 569. 7 MMbpce de petróleo crudo equivalente para el periodo 2019 - 2030.

Respecto a los factores de recuperación (FR), en la Tabla 1 O se observa que se observa un incremento del 3.34% en el FR del gas, así como una disminución en el FR del aceite de 1.94%, del Campo Zaap.

FR Pian vigente FR Modificación

Campo FR Aceite FR Gas FR Aceite FR Gas

40.1 47.1 41 .0 58.9 13.0 35.5 5.6 7.6

~~ M .8 ~.1 ~ .1 Tabla 10. Factores de recuperación. (Fuente: CNH con información de PEP, 2018).

Por lo que hace al aceite el FR del Plan Vigente de 38.04% consideraba un volumen original de 4,742.8 MMb y una producción final acumulada de 1,804.5 MMb, mientras que el FR estimado en la presente Modificación considera un volumen original de 5,083.71 MMb y una producción final acumulada de 1,836.23

MMb, con lo cual se obse~a un Incremento de 31

1

4:

3

M;b con ; al Pla"lente\: ~

300.0

250.0

200.0

150.0

100.0

so.o

o.o

\'2>-

Por lo que hace al aceite el FR del Plan Vigente de 44.76% consideraba un volumen original de 1,803.9 MMMpc y una producción final acumulada de 807.6 MMMpc, mientras que el FR estimado en la presente Modificación considera un volumen original de 1,941 .6 MMMpc y una producción final acumulada de 948.1 MMMpc, con lo cual se observa un incremento de 140.51 MMMpc y un incremento de 3.34% en el FR, con respecto al Plan Vigente.

e) Pozos perforados y pozos a perforar

De acuerdo con la información presentada la Asignación cuenta con 1 pozo exploratorio y 77 pozos de desarrollo, los cuales se distribuyen en los diferentes yacimientos de la siguiente manera: 1 pozo en la formación Eoceno Medio(EM}, 75 en la formación Cretácico (K) y 2 en la formación Jurásico (JSK).

Al mes de junio de 2018 dentro de la Asignación operan 59 pozos productores de aceite y gas asociado, de los cuales 7 pozos son fluyentes, 46 operan con bombeo neumático continuo y 6 con bombeo electrocentrífugo. A su vez, en el campo hay 14 pozos cerrados, de los cuales únicamente 8 tienen posibilidades de explotación. También, existen 2 pozos inyectores y 3 taponados.

A la misma fecha de referencia el pozo Zaap-115DES se encuentra en etapa de terminación con objetivo productor en yacimiento Cretácico y el pozo Zaap-74 está programado para perforarse durante el 2018.

A partir de la aprobación del Plan Vigente en Ronda O, y a la fecha se han perforado 12 pozos y el pozo Zaap-74 se encuentra en perforación, adicionalmente en la propuesta de Modificación del Plan de Desarrollo de la Asignación, se considera la continuidad de operación de los pozos actualmente productores y la perforación de 1 O pozos adicionales en los años 2019 y 2020, los pozos propuestos para perforarse, así como el tipo de pozo se muestran en la Tabla 11 .

Pozo Pozo tipo

Zaap-64 •••

Zaap-45 Tipo A

Zaap-46 Tipo A

Zaap-76 Tipo A

Zaap-88 Tipo A

Zaap-13 Tipo B

Zaap-98 Tipo A

Zaap-3 Tipo B 7-r1

Zaap-138 Tipo A

Zaap-148 Tipo A

·Marco de referenc,a ITRFOB. coorclenaclas preliminares

Tabla 11. Pozos propueslos pa,a penora,se en la ModdicacK>n. (Fuente PEP, 2018) ~

~ f é .

Las características de los pozos tipo A y B, se muestran en la Tabla 12.

Características

Objetivo general

Formación

Geometría

Profundidad

Diseño de tuberías

Terminación

Tecnologías

Distancia entre pozos

Costo de Perforación (MMpesos)*

Costo de Terminación (MMpesos)*

Tiempo de Perforación (días)

Tiempo de Terminación (días)

Equipo

Recuperación final estimada (mmb)

Tipo A

Productor

Cretácico

Direccional (tipo J, S o altamente inclinado)

3600 mv (±3800 md)

30" X 20" X 16" X 11 7/8" X95/8" X

7 5/8" Aparejo con sistema BN o

combinado BEC - BN, empacador recuperable, liner

ranurado o disparado

MWD, LW D, APWD, Sistema de potencia integrado, Monitoreo a

tiempo real

300 m

360

60

60

12

2000 - 3000 HP

6.0

•costo Clase v . con pandad de 18 7 pesos/usd y tanfa diana actual de un equipo fi¡o modular

Tipo B

Productor

Jurásico

Direccional tipo J

3840 mv (±4000 md)

30" X 20" X 16" X 13 3/8" X

11 7 /8" X 9 5/8" X 7 5/8" Aparejo con mandriles de BN, empacador recuperable, cola extendida y liner ranurado o

disparado

MWD, LWD, APWD, Sistema de potencia integrado, Monitoreo a

tiempo real

500 m

420

60

75

12

2000 - 3000 HP

3.0

Tabla 12. Características de los pozos tipo a perforarse en la Asignación. (Fuente: PEP)

Durante las operaciones a realizar el Asignatario plantea realizar toma de información para, la cual se describe a continuación:

•

•

•

Registros básicos y especiales: Se programa la toma de registros convencionales para la evaluación petrofísica de cada pozo considerado dentro del programa de desarrollo de los yacimientos de la Asignación. Los registros básicos de cable considerados serían: rayos gamma, resistivos, litodensidad y espectroscopia de rayos gamma. Los registros especiales que se programan pueden ser: los sónicos, las imágenes microresistivas, la ~ ""7--? resonancia magnética, los dieléctricos y los de decaimiento termal. Registros LWD en tiempo real: Se programan para las correlaciones y los asentamientos de las tuberías en los pozos en Terciario, Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano. ~ l Los registros son en su mayoría el set de rayos gamma y resistivos. ~

Registros de hidrocarburos y muestras de canal ya no se programan debido al ~

actual del campo. < /f _,> I \ ~,<

0 ~

• VSP o Check shot: se tiene programada la adquisición de un registro VSP en el primero pozo que se perforará hacia el Bloque Occidente del campo Zaap (Zaap-345) para la calibración de la sísmica en esa zona.

• Núcleos: se programarán cortes de núcleos en el primer pozo perforado hacia el bloque Zaap-Occidente (Zaap-345) para la correlación petrofísica de los yacimientos en esa zona.

• Análisis PVT: Para la caracterización de fluidos del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano del campo Zaap, se considera la toma de muestras de fluidos representativos a pozos para su Análisis PVT, los cuales sirven para determinar la composición, el comportamiento de fase y las propiedades de los fluidos, ayudándonos al entendimiento del comportamiento del yacimiento en sus diferentes etapas de explotación.

• Pruebas de presión producción: Fundamentales para la caracterización dinámica de yacimientos, se programan tomas de información con herramienta PL T que incluye: curva de incremento, registro estático/dinámico por estaciones/continuo de presión-temperatura y cálculo de gasto con molinete después de cualquier intervención que se realice a los pozos donde sea factible bajar herramientas con cable, esta servirá para determinar propiedades del yacimiento como; límites o fronteras, presión de fondo estática, daño a la formación, permeabilidad y declinación de presión.

• Sensores permanentes: Mediante la instalación de sensores permanentes de presión y temperatura en fondo de pozo es posible dar seguimiento al comportamiento dinámico del yacimiento mediante el monitoreo de los contactos gas-aceite y agua-aceite en pozos monitores con más de 4 sensores, o el seguimiento a la presión del yacimiento en pozos testigos de 1 o 2 sensores.

Adicionalmente el Asignatario contempla realizar los siguientes estudios: • Estudio Estratigráfico-Sedimentológico del Cretácico

• Estudio de inversión sísmica

f) Análisis de la solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo

Los yacimientos que actualmente tienen producción son Cretácico y el Jurásico Superior Kimmeridgiano, no obstante el Asignatario contempla actividades físicas para los 3 yacimientos de la Asignación Alternativas de desarrollo evaluadas

PEP evaluó 3 alternativas previo a elegir la estrategia con la cual continuará con el desarrollo de I s yacimientos de la Asignación, cuyos elementos se muestran en la Tabla 13.

Características

Actividades físicas (Terminación) Actividades físicas (RMA) 1

Producción aceite (MMb)2

Producción gas (MMMpc)2

Volumen de PCE a recuperar (MMbpce)3

Gastos de Operación (MMusd) Inversiones (MMusd)

Tecnologías

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

Alternativa 1

o 10

394.8 239.6 442.5

1,912.8 2,860.6

Bombeo Neumático. Bombeo Electro

centrífugo. Sistema de desalado.

13,756 3,566 1,933 7.12 1.84

1 Contempla la conversión de un pozo a Inyector en el yacimiento EM 2 Volumen por recuperar con la altemauva propuesta 3 Reserva en PCE a recuperar con la altema11va propuesta

Alternativa 2

3 30

455.9 287.2 513.1

2,097.3 3,165.3

Bombeo Neumático. Bombeo Electro

centrífugo Terminación tipo Cola Extendida.

Sensores de fondo. Planta de tratamiento e inyección de agua.

Sistema de desalado.

15,666 4,112 2,192 7.15 1.88

Tabla 13. Descripción de las alternativas evaluadas. (Fuente: PEP)

Alternativa 3 (Seleccionada)

10 30

501 .5 342.3 569.7

2,246.7 3,336.7

Bombeo Neumático Bombeo Electro

centrífugo. Terminación tipo Cola Extendida.

especiales a Núcleos Planta de tratamiento e inyección de agua.

Sistema de desalado.

17,315 4,623 2,350 7.37 1.97

El Asignatario eligió la alternativa 3 para llevar a cabo la explotación tomando en cuenta las siguientes consideraciones.

Definición de las mejores zonas con características petrofísicas que garanticen la productividad de

los pozos. Consideración del comportamiento dinámico de los yacimientos para asegurar la mayor recuperación de la producción. Mayor certeza técnica-económica del Plan de Desarrollo. Maximizar la recuperación de las reservas.

• Actividades físicas y volúmenes de hidrocarburos a recuperar

La alternativa seleccionada por el Asignatario considera la perforación y terminación de 1 O pozos, 30 RMA 219 RME y 86 taponamientos de pozos una vez terminada su vida productiva, considera la operabilidad de los pozos con sistema artificial de producción de bombeo neumático y bombeo electrocentrífugo, la continuidad de inyección de nitrógeno al yacimiento para el mantenimiento de presión en la formación Cretácico, la continuidad de segregación de corrientes húmedas hacia la Terminal Marítima de Dos Bocas (TMDB}, el Servicio Integral de Compresión en Alta CA-Ku-A1 para el aprovechamiento de gas para su envío a plantas, así como la instalación compartida de una planta de tratamiento e inyección de agua (considerada en la Asignación A-0203-2M Maloob) en la plataforma Ku-M para el mantenimiento de presión al yacimiento Eoceno Medio, así como instalación de un sistema de desalado de petróleo crudo en el Centr de Proceso Akal-J.

Para llevar a cabo la alternativa seleccionada el Asignatario plantea erogar 3,336.75 mmUSD en inversiones y 2,246.65 mm USO en gastos de operación, esperando recuperar 501 .5 mmb de aceite y 342.3 mmmpc, lo que representaría un volumen acumulado de 569.7 mmbpce en el periodo 2019-2030.

En la Fig. 7 se muestra el avance histórico de los contactos agua-aceite y gas-aceite, cuyo avance es medido por medio de pozos monitores-productores, la toma de registros registro termal de neutrones, registro de neutrón compensado, y registros resistivos así como evidencia en pozos con irrupción de gas.

En 29 años de explotación el contacto agua-aceite ha avanzado 102 mv, su posición actual es 3,374 mvbnm, con un avance de 1.23 mimes. El yacimiento se encuentra en etapa de saturación con un casquete secundario de gas que se identificó por primera vez en 2008, desde ese entonces hasta 2015 avanzó a un ritmo aproximado de 4 mimes, actualmente el CGA se divide en dos zonas del yacimiento, para la zona Oeste se ubica a 3,153 mvbnm y avanza 2.93 mimes y para la zona Este se ubica a 3,145 mvbnm y avanza 1.36 mimes. A junio 2018 se estima para el yacimiento Zaap Cretácico una ventana estática de aceite del orden de 220 mv para la zona Oeste y 228 mv para la zona Este.

2700 ----------------------------------

2800

2900

~ 3000 .o > ..S 3100 "O ro ~ 3200 e 2 e a..

3300

3400

3500

_.,_ CAA Mediciones

D CGA Este Mediciones

CGA Oeste Mediciones

3600 _________________________________ _.

92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Fig. 7 Mediciones de los contactos agua-aceite y gas-aceite. (Fuente: PEP)

g) Comparativo del Campo Zaap a nivel internacional

Con el objeto de determinar si la Modificación propuesta por el Asignatario procura la maximización del factor de recuperación, la CNH realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y propiedades similares a las del campo Zaap. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran costa afuera con un tirante de agua similar.

En la Tabla 14 se muestran las características y propiedades utilizadas para la selección de los campos ~ análogos:

-"7"!1 Característica

Tirante de agua

Densidad ("API) Edad geológica

Descripción • . lt

Tipo de roca Pres1on burbuJa (kg/cm, )

Ub1cac1on

Cretácico

Carbonatos 156.0

Costa afuera t

S!Í? ~<

\( J

- -

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

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

Campo

Rospo Mare

Pampo

Amposta Marino

Yates

Línguado

Tabla 14. Criterios de selección del análogo y caracterfsticas del Campo Zaap (Fuente: CNH)

A continuación, en las Tabla 15, se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.

L1lologia

Calizas Dolomitizadas Fracturadas

Calizas Dolomitizadas Fracturadas

Lutitas Arenisca

Calizas Dolomitizadas

Lutitas

Calizas

Tipo de Fluido

Aceite Pesado

Aceite Pesado

Aceite

Aceite Pesado

Aceite y gas

disuelto

Aceite

Densidad [ API]

13.4

11

20

16-18

31

20

Sistemas Artificiales de Producción

Bombeo Neumático y

Bombeo Electrocentrífugo

Bombeo Hidráulico y Neumático

Bombeo Neumático

No se utilizó

No se utilizó

Bombeo neumático

Métodos de Métodos de Mecanismos Recuperación Recuperación de Empu¡e Secundaria , Secundaria, Pnmanos Terciana Terciaria

ACTUALES PLANEADOS

...... -agua, Inyección de

segregación Gas Amargo, gravitacional, Inyección de Agua, Espumas

expansión Nitrógeno y Surfactantes, del casquete Evaluación secundario Técnica. de gas, gas

disuelto liberado.

Empuje por Inyección de Acuífero Activo

Agua

Inyección de Gas,

Estimulación Acida y

Análisis de Registros Slsmicos.

Acuifero Activo

Inyección miscible de

Expansión C02, Inyección del sistema alternada de roca-fluido agua y gas,

inyección de espumas

Expansión del sistema roca-fluido

Tabla 15. Campos análogos del Campo Zaap y sus características (Fuente: CNH)

t G

Factor de Recuperación Proyectado

(2P)

3S.8%*

17%

Tipos de Pozos

4 -Verticales.

1 -Horizontal.

72 - Tipo "J". 1-Tipo •s•.

3-Verticales.

1 -Desviado.

18 -Horizontales.

6 -Horizontales

Largos 25 - Pozos

enla Reserva Albian

26% Macaé.

23- Pozos en la Reserva Coquina. 5 pozos

50.6% drenaron

mayormente la reserva

Pozos 35.5% verticales y

horizontales

Pomsroo ~ 17.9% bombeo

neumát ico

~ -77--,

~> ~

~ / J

60

SO.SS so

40 35.5

~ ~ 30 a: u.. 25.97

20 17.85 17.41

10

o Amposta Marino Zaap Yates Pampo Linguado Raspo Mare

Fig. 8 .. Comparativa de factores de recuperación proyectados (Fuente: base de datos técnica)

Respecto a la comparación nacional, se seleccionaron campos vecinos de Zaap en aguas someras del Golfo de México. Al igual que la comparación de campos internacionales, se hizo una comparativa de los factores de recuperación finales esperados de aceite, como se puede apreciar en la Fig. 9.

60.0

52.3

so.o 44.2

40.0 37.6 36.2 35.8 35.1 32.5

* 29.4 30.0 a:

u..

19.1 20.0 18.0

10.0

Ku Akal lxtal Balam Zaap Maloob Nohoch Ek Ayatsil Sihil

Fig. 9 Factores de recuperación de aceite al 1 de enero de 2018 de campos vecinos nacionales del campo Zaap. (Fuente: CNH)

De la Fig. 9 es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo de tipo pesado (11 - 22 ºAPI), de rocas carbonatadas, de aguas someras, que algunos como el caso del campo Zaap han tenido algún tipo de proceso de recuperación adicional a la primaria como es la inyección de nitrógeno o agua, factores que impactan directamente en el factor de recuperación de hidrocarburos.

Del análisis realizado por esta Comisión, se observa que el factor de recuperación final estimado para el

71,

Campo Zaap está acorde con otros campos s;m;l;re:

0

a ~;vel na: n; adonal /º es el c~ - ~

~ •- - - - - -------

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

campos Rospo Mare (Italia), Pampo (Brasil), Amposta Marina (España), Yates (EUA), Linguado (Brasil) y a nivel nacional los que se visualizan en la Fig. 8.

h) Evaluación Económica

La opinión económica de la Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0375-2M-Campo Zaap, considera los siguientes conceptos:

a) Variación del monto de inversión de Ronda Cero respecto a la Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo.

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

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

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

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

de Desarrollo

El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2030, puesto que éste fue el último año del periodo considerado en el Plan de Desarrollo para la Extracción Vigente.

El Plan de Desarrollo vigente de la Asignación considera para el periodo 2015-2030 una inversión total de 10,799.64 millones de dólares: 7,452.49 millones de ellos en Inversión y los restantes 3,347.15 de gasto operativo 1.

Pemex erogó en el periodo 2015 a 2018 un total de 3,547.92 millones de dólares, 1,830.64 de inversiones y 1,717.28 de gasto operativo2.

Aunado a lo anterior, se tiene que el Operador propone erogar un monto de 5,583.40 millones de dólares a 2033: 2,246.66 millones de dólares de gasto operativo y 3,336.75 millones de dólares de inversión3, éste último monto, considera la totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto.

Lo anterior, como se muestra en la siguiente Fig. 1 O, significa un decremento del 15.45%, respecto de lo originalmente propuesto en Ronda Cero.

1 Todos los montos señalados en esta opinión se presentan en dólares del 2018: los pesos en cada caso se convierten a dólares de f esa fecha, y posteriormente se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo anterior, para poder realizar los comparativos correspondientes. 2 De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador en sus reportes mensuales. 3 De esta cifra, 3,336.75 millones de dólares, 2,665.09 millones corresponden a inversión en el periodo 2018-2030; y 671 .65 o( millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo de 2033. Se considera el total del monto ,-:,~:~~~:"° (• 2033), '" , ;n,,d ,, 1, obUgadóo '"' Ueo• ,1 ~pe::,,; de ,.,nw tal ,ct;•:•d ¡ <ot,m,m, d~

Comparativo de Inversión y Gasto Operativo Ronda Cero vs. Modificación

(millones de dólares)

Vigente

Decremento 15.45%

9 ,131.33

Propuesto 5,583.4

Realizado 3,547.92

Realizado+ Propuesto

Fig. 10. Comparativo de inversiones totales y gastos operativos Ronda Cero respecto a Modificación al Plan (millones de dólares)

(Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

Así, la Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo actualiza lo dispuesto en el artículo 40, fracción 11, inciso h) de los Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supeNisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones.

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

En esta sección se considera un horizonte de tiempo a 2033 puesto que este es el último año considerado en la propuesta del Asignatario.

En la Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2019 con una inversión de 3,336.75 millones de dólares y 2,246.66 millones de dólares de gasto operativo, ambas hasta 2033.

-:7-'7"7 El Programa de Inversiones de la Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo presentada por el Asignatario, desglosado por Actividad y Sub-actividad Petroleras se presenta a continuación, esto de conformidad con lo establecido en los Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y seNicios en los contratos y asignaciones; la verificación ~ contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos; de la Secretaria de Hacienda y Crédito Público (lineamientos de Hacienda)~

F f )( ~ á

Producción 78.49"

Abandono 12.03%

Desarrollo 9.41%

Evaluación 0.06%

Fig. 11. Distribución del Programa de Inversiones y gasto por Actividad Petrolera $5,583.40 millones de dólares. (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

Actividad Sub-Actividad

Evaluación Seguridad, Salud y Medio Ambiente

General*

Desarrollo Construcción Instalaciones

Perforación de pozos

Otras Ingenierías

General**

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

Intervención de Pozos

Producción Operación de instalaciones de

producción

Construcción Instalaciones

Duetos

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones

Total Programa de Inversiones

Otros Egresos a

Gastos totales Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuest10nes de redondeo ·considera un monto por 1 76 MMUSD de mver,;,ón y 259 99 MMUSD de gasto operativo ··considera un monto por 406. 73 MMUSD de mversl6n y 1.986 67 MMUSD de gasto operat,vo

Total

(millones de

dólares)

$ 3.44

$ 261.75

$ 27.81

$ 219.38

$ 16.68

$ 2,393.40

$ 143.78

$ 749.42

$ 855.13

$ 199.92

$ 41.04

$ 671.65

$ 5,583.40

$ 347.02

$ 5,930.42

a Se refiere a erogac,ones por concepto de mane}O de ta produccl6n y mantenimiento de las mstalac,ones tuera de la as¡gnacl6n Zaap

Tabla 16. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera

c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de (millones de dólares) I

Modificación

Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente con las actividades ¡?c..

propuestas y estuviera presentada de confonnidad con lo establecido en -~ amien~ /

G 4 ./ ~ 4

- -

--- - - -- ----

elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos; de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo

PEP presentó la evaluación económica correspondiente al proyecto propuesto en su solicitud de Modificación. Al considerar las premisas propuestas por PEP para la alternativa de desarrollo seleccionada (con un horizonte de tiempo de 2018 a 2033) de producción, precio de aceite y costos4, y al realizar la evaluación económica del proyecto, esta DGEEE5, obtiene los siguientes resultados considerando un precio de 4.052 dólares por mpc de gas6:

Indicador

VPN (mmUSD)

TIR

VPI (mmUSD)

VPN/VPI

1 Antes Impuestos Después Impuestos

16,439.95 2,951 .56

Indeterminada Indeterminada

2,143.52

7.67 1.38

Tabla 17. Indicadores económicos obtenidos a partir de las premisas e información de PEP (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

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

i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

La Asignación A-0375-2M- Campo Zaap actualmente tiene una producción de 312 740 bbl/d, 228 MMPCD, y determina y asigna los volúmenes y calidades de los hidrocarburos a través de lo aprobado mediante resolución CNH.E.03.002/16, para lo cual la Asignación cuenta con una red de recolección, distribución y transporte de los fluidos integrada por oleogasoductos, oleoductos, gasoductos de transporte y bombeo neumático, así como un nitrogenoducto para el manejo y transporte de los Hidrocarburos.

Derivado de la solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0375-2M- Campo Zaap y de conformidad con lo establecido en los artículos 42, 43 y 44, así como en los artículos 19, 23 y 28 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, la Dirección General de Medición llevó a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Asignatario, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se identifica la siguiente propuesta evaluada:

Debido a que la Asignación se encuentra ubicada costa afuera el Operador Petrolero cuenta con plataformas de perforación, de producción, enlace así como una plataforma de generación eléctrica para el abastecimiento de las plataformas utilizadas para el manejo de los hidrocarburos de la Asignación, teniendo en estas plataformas medición operacional para los pozos mediante separadores de prueba y a través de medidores del tipo placa de orificio para el gas y petróleo para su posterior envío a al Centro de Proceso Akal, es necesario resaltar que una vez que la corriente es enviada a al Centro de Proceso, esta

4 Considerando un monto de MMUSD$347.02 por concepto de "Otros egresos" el cual, refiere PEP a erogaciones

por concepto de manejo de la producción y mantenimiento de las instalaciones fuera de la asignación Zaap. / 5 Considera un monto por MMUSD$453.67 asociados al concepto "Otros ingresos" el cual, se refiere al monto recibido de otras asignaciones por el uso de las instalaciones de producción que pertenecen a la asignación Zaap. 6 Índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la Región VI \2.C. (donde se encuentra publicado el Campo Zaap) para septiembre de 2018 en dólares por millón de BTU, por~

,;mpUfim;óo se coos;de,a la coovm;óo de 1 p;e cúbl;o ::' 1ª BTU. ~> -r-y

se une con otras corrientes provenientes de asignaciones cercanas, como lo son Maloob, Bacab, Ku, llevándose a cabo en estos Centros de Proceso la separación de los hidrocarburos para su envío por líneas separadas a las instalaciones de proceso y acondicionamiento. Es necesario mencionar que dentro de estos Centros de Proceso se lleva a cabo la medición de transferencia.

Una vez que los hidrocarburos son separados y enviados para su acondicionamiento a instalaciones en tierra, estos serán enviados para su cuantificación a los Puntos de Medición propuestos, concluyendo que todas las instalaciones mencionadas, así como los instrumentos de medida, procedimientos y personal involucrado en la medición conforman la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0375-2M- Campo Zaap, Fig. 12 y 13.

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

Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Petróleo el Operador Petrolero manifiesta que una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de la Terminal Marítima de Dos Bocas para su importación, al CCC Palomas, FPSO Yúum K'ak náab, y la Terminal Marítima Cayo, y son asignados mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

Medición Gas Natural

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Gas el Operador Petrolero manifiesta que una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Gas Ciudad Pemex y Nuevo Pemex, donde se medirá de manera directa y su calidad determinada a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los L TMMH, y son asignados mediante la metodología de prorrateo en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

Medición de Condensado

Para la medición de condensados producidos en el Área de Asignación el Operador Petrolero propone que estos serán determinados de dos maneras, una teórica sustentada a través del estándar API MPMS 14.5 y GPA 2145 en las zonas marinas antes de su envío para proceso a las instalaciones de tierra, donde son recuperados los Condensado líquidos para su envío a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Gas Cactus y Nuevo Pemex.

. PP•ZHp-8 FPSO

Yúum lC'alr'núb

•~'(l<N .•.

Medld6n Oj>ef>donal Medklón Referendal

SM· l OO SM-200

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

- Medld6n Fhal

..... Nohoch

Slhll ,,.., ~

f ~e

Fig. 12.- Diagrama General del manejo de Aceite del Campo Zaap. Fuente PEP ~

/f~ ¼ ~

PP-bap-8

-APIASOl -01

( Centrok~~~so ]

..... Sihl IWtO(.l(ut, --...._ __ _

PB-Ku-M

PP-10.t•A. PP..ku-F PP•lltu--B, PP~Ku•C Lu,n..A,. Bileab-A •

1 c.m:c:~: :,Joob, 1

> f. ... loob-A. ... 1ooo.o

( campo Maloob

( Conttv ::.:--- )

E·Klt-Al

Akal-14 [;]

1 ~~~J , ... ...-r--'BN .

) ,

_PB-~,:_C . .. _ APIA501•()1 -.. .....

M ecUd6n Referencial e M edldót, de nanderenda - M edk:ión Fiscal

doGa1 Marino

Fig. 13.- Diagrama General del manejo de Gas del Campo Zaap. Fuente PEP

a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos

Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de Medición y Puntos de Mefüón para la Asignación A-0375-2M- Campo Zaap se llevó a cabo la evaluación que se ~ Tabla 18.

~,

J

No.

1

,

3

•

5

•

7

a

•

Dat os Generales: Nomt1~dt/As,gnoto,-,00Co11uotnto ____________ ,_._.,._,_l_•pl~º'-"'~°"~Y_Pr_od_uc_a_o_n ___________ _ -No dtConttotooA~11aoón A 03~2M-C;m,po~

Nomtln dt b AJ.ignoc& o Arto Controctuot

TfJO dt/l'lan ae~lla,-

Mfculo d• IOI Requerimiento

LTMMHlContrato/Gufa

Prc~nwu;a M m;antJodt

IM tudrOUlbUl'OS dndf lfMMH, C.lplulolllylV

pozo hMU ,-1 P M

PropuHU df Puntos df U MMH, t.lp1tulo 11

MedlCIQn

41,hKtiónl Politk:,,1 dt medic.On

Procedimientos:

• Mlnlemrnltn10

• contumacíOn metro~gfa

42, lfxoonll

• EUbor.ac16n de 1Wl.1nct

• C.11ibrxión dt k>t lnstrumtntM de medida

Di"lr.l!Ni atntralts Clt 42,h.KdónlN

lnlrMll:,UCfUf,l

utMución de tos

4t friKOOn IV lnstrumtntoi de

medioón

01;1¡,;arn,u dt los •'· h.KciónV lns1rumtntos Clt meelldil

Ulo compan Ido dtl •l.hxdón VI

Punto de Mtdic,on

Progr;1mn dt lmp ttmen1adónde lo~

42, h•cdón VII Mtonlsmosde

MedKIOf'l yOt IH lnuat~onu de

, ......... ,,bn nut nlhtvf'n

Crti.rio de evaluadón

deterrmnaoón y ;a<,1a,uc.i6n dt

volumen y atict,.,d de JO\

htdtoarburo1i

De lm. ,,sterTY.s dt mtdloón

Deberá dHCUmpllmiento ,lj M"Uculo 6

df lmLTMMH

PTawnbr IOI proctd¡m1ent01y

p,oen~ de iKINUUdH

rclMJonoldos con 1., 1mp~rnentXJOn

dt '°' proctdlmttnlo, IOh(Jlold0$, ti di-di p,oa,;a,nasctt <:alJblXU)n. dt

conll rm.K.tón me1rol0&1a, de

ff\oll'lten1mltnto

AdklONlmtntt .1 lm dl.lsram.n ¡¡

p,utn1;ar (OTI',. komllncos), se

1ndu11.6 un d1agr.1m., St:nttill con la

dtK.ripc::lón dtl m.-.nt,o de lm hldlourbuiot. dude kM. P0IOI tust•

Cumpl,mltnto ¡J ~culo 19, fr;acaón 1

dekttl1~H

PrtstnQrlosdlollfimasde tos ln\t rufflf'ntm df' mtdid;a ¡on·,.

IM>IMtfk.Oi) Adldonalmenlt

upecHla, ,, H OJtntacon p¡trones

dt rtlfHt na.1tn ,uio o bttn 10$ ;a

utihur tn <.lSO dt no cont;ar con eUcn,

dt conl'OllNd.ld con el Mlic:Ulo ll dt S, dtber.l diiN cumplnnientoa ,os

fllibltcldO en t i olllbilo 20. pre1tn1.1ndo el proyeaode K.utrdo o

.lC~rOMcelebf.ldosentrt ---~--TOCIOS olqllf:llo) prolf,lm~ o

cronogr¡masque den cumpHrNento.,

l,1 lm~trntnt.KIOn 10toll de 1011 me~l~O' cs. mtdidon

C1mpohJp

Mod lfiacl6n al PI..-. dt De~rrollo

CYl'Tlipllmlento Ofto1pd6n b,..,. de 11 lntormlldón prflen~

SI/No

Li lnfo1mi1C.lón pttloenlold-' conltmpl-, ti OYneJotn CP

tntl .1ru m;anrima yiu tnvfoa lnitóll.lCk>nu t;anto tn

" Uer~ como,n m.tt P"'""" xochc:1Clnilm5'ntoy proa-w,, 1nfo,mx1on qut w f'ftCUfnU• ubiada f'n 1~

~gin u lS· 47 documento wo,d "PMUdos 1 6.4 y 1 6.!t.

El OpttldOf ~1,01110 pru,nt;a '"' p,opuut.u dt

" Puntos dt Mtdtctdn p;au Pe u óleo,~ y Condtnudo

lnformxión ub1ucl;aen l.u pá&1nu 605, 6l2y 63S del ptan de deAtrollodocumento word

Prtwnt• dowmentod• dedantOfl.l de POlll1ode me:dldon, I• OJal conttm¡M,1 l.u mtJOrts pr1ctlu~ y la

impltment¡ciOn dt un \lUtm.H de 1u110n y

" p:reM1MT"11tntode l.1 med1dón bi,iiido tn l;a nomw

NMX-CC· 10012-IMNC-XOI. IOCU.II di cumolimiento .ll

anículo 6dt lm l TMWi, lnlorm«.IÓn ubk,¡d¡ en 11

Dhln.;a Sll del PO( doCllmtnto WOld

Prt\tn1.1 dOCufflf'n lo df p,ocedlmltntop.1r;a

" rn;antenlmltn1odt lm 1IUtl'Ni0t mtdldOl'I PO-PO·

MA-CXl01-2017, i,nfo,m;aoón ubtac:ben ICK an..-m.dt

mtdidon

Prtsent,,1 ptocecflmitntopo1r1 I¡ ,utllación de Ui conhrm.-c:!On me troló1k»dtnomlrwdo PO-PO-OP~0l44

" 2017. ti cu,11 « encuentra sustent;1do en la norm,1

100012, lnfo1m,10ónqu,- W! tncutntr,1 ubicado1 tn lo,

ª"' aCK df nvdloOn L;amelodoh)si, dt b.llMIU vohtmftlteo de pttrólto

prfstnl,ldo por Pttróltc» Mulano~ es robusta y

conshttnle El p,ocadimltnlo oper,1!1110 p.\1a tl.lborat

el bal,1nu volu mttric::o de la p,odua::lón w b.lu enel

" Snttm• lnlormát1<ode l,1 Admln1,trK1Ófl de 1,1

PTOductlón dt PEP. StAPPEP, ti CUoll comicte,;a ti -'JUSlt

votumfulcodt1dt Pun10, df v,nu h;aclo1 o1\lQfliK1Clflt1

dt prodocdon ulculoldO ,1 partir de ladllerencla df' I¡

d11pon1bthd;aci yd1strlbudón es, los h1drourburm.

oroduadol

Prtsent• proc:tdlml,-nto l)M.11.J ullbfolCl6n de los

" slUtrNi de medición df Q asi¡Melón dfnomln.ldo PO PO OP 01lé 2017, 1nlornuelon ub~ en los .1no01

dtmtdición

El Ope,,ldo, Pet1ote10 pre1en1,1 IO) dtii&folmu dt

lnffHstruaur.a aen.r.11 p¡r• el mo1ntjo de tm

" ttldfOCMburo, dtldf ti p(MO Nil• ~ puntos de

mtdlCiOn lnlonNdon ub,ud¡ tn la p.ll1n.;a 6lJ dtl

POE doc:umtnto WOld

Prestnu •• ubtuclón Ot lm. pun10, dt mtdidón

" mtdl,¡¡nle O)O(den~, pop;aft°'-1nfornwdOn

ubk:.MU en W pJiguw

Presenlol di¡¡r~dt lm instrumentos dt rnedidl,

" donde•• 1den1iflan ,us confonn;acionH de .KutrdO,

las ltcnol09lu uUlllldoli. ITTIOfmaoón P,Htnl.ldol en l;a

pa,1n,16M dtl PO(. documentoword

El Operador Pe1rolero. m.1nlUuu que los Puntm de

" MPdk1ón PfOputslOI no IOf1 com~r IM:iOI con OlrO\

Opet.-dofO PtUOletOI

s, proent .1nd1ve11os p,ogr~m;1, pi11a P10Ctd1mlen10~.

K1u;a11tx.10nes, lmpt,ment.ldono dt iodos lot

" rtquerilrnentc» pan 1011 Mrunlmo$ de Mfd1eJOn, con

lo cual ,e 011.I cumpllm,ento • l;a rt,ul.cu)n tn m;a1er1i1 df rntd100n.

( 11111,1 11 ,. • .. 11 i tlt'uí .a,..~

00....-..

Otch;a propuet;t,1 conlempt;a los Punlos de

Medidon PMJActltr y G;K. Aclcio~lmentf

pruent,1 l,1 brew dftctlpc.Ondt ""tiknoll.l de OPtr«.ión t¡n1otntl JrH m;mn;acomo,n tlerr,1

PrtitnU 101 d,.,.nm;as y dfsc.npoonts de los

S"tfmM de rNdldón p,oputUOI pM.1 los Pun1os

de Mtdklón, asi como de los Msttmo1, qu,-conrorrNn ti M@Ql"blnO\ d• Mediclon

Pte 1e nu un documento $0porlt p.lra l.1 poll1u de med1Cí0n conocido como Pl;an RKtOI 201&-1020.

oldloon.;alrn,ntt s.. Pffltfll,l un pl09f,lffi,l PM".I w d1tu,1on

Se ldtnt11laque eldocumen1oesoe .1pOut:1on

itentr¡I p.¡1,l kK sht~m,1\ dt mtd1dón.

;adldon;almentt prutnt.1 un progr¡¡rN dt

nunttn1m1Rnto MOC.Udo ;al proclPdlmlento.

Mif~oe w prc,cr,1m10t lmpttment.acl6n del

ml,mo

s, ídf>nhfjun proar;1m.u p.u.11mptefflf'nl;at10n

del p1ocrdlmlentoy de conllrm¡cfc)n rnttrolotlc.,

Con rtl~ón .. 1 .. c¡INj;acl de 10, l'lldrOQrbUJOI

1/auldosw tomar.1n muullup;a1;a su po1ttr10r

;a~llils en tos 1 .. bof.1t0tM>s de alld.ld correspondiente M Centro de- Proce,oZ.up e y Ku

A U oerlod1<.1cwd Ot la ton,,,10t moutra depender.6 del punto de m.dición en ti cu.11 H

rullt.lf.6 ope,Kk)n¡,¡ laulnceul), retertna;al

(W!m.,n.tl), u;ansferenda y fital ld1o1rio)

Se ldentlfiu p,011.tm.n p;u• lmptenwnt.clOn del proced1mltnto yp101ram,1 dt ullbrad6n,

.cUvld.tdH que se ruUl.tr.1n con un terc:r,o

.tatd1t.tdOf'.¡jM1do n0 H Cutntt COf1 '°' p,IUOntSY pef'\ono11 con compettnoa,

se p,ewnt;an di;ast.,m.» sene111t, dt I•

inlrffllNCtui.1,di;a¡r,¡¡mu QUf' st ublun en 10,

.10P•osdt rnedioon. .idldon;aJmente pre~n,., 1,.

dt101pción dt los sls.ienu• dt mtdioón p.w,1 lm

ttldtoc•1bur0\

Se 1dentif1c;a quC" M! 1Mluy,tn luubluoonH dt

lodO\ 10) ,~temMde mtdlOOfl e•liltnlt5

(st.1 lnfo,m«lón compltmtnt,111.1 aua1pctdn dt

los skttrn,H df mtdlCIOl'I f' lll\ltnt~,. 1nf01rNrión

p,esent.o-, en ti ;ap.,,t.Oo de IOs di.ll'"""''

8fMr.llits de infr.1esiructu1;a P;ar.1 al¡unos st

;alcMII.I .. kltntllk:l•r los p,llronH de (tltftf"ICl;I ,n

sitio y,11oc:l.ldos • loss,sttmM dt mediaón dt

,l,Celtt St ldenliliGI que 1unque ti Punto dt Medfción no

u compartido, ,1 e i ltten 01, n ~,,n,l(,ont, dt

conflutna,., lo$ mjwnc,1., par lo aut 11

metodCM01ia de fllgn,¡c.:ión debtrJ evoludonM ,1 un b;a ........ - ,.,,lid.ld

11

-" ~ Cfliillt ~V ¿::::::::,

~-

Se debera dar cumplimiento al apltulo VI de los LTMMH, y se . debe nin reporurlos ~lores de

Presenui presupuestos de lncut1dumbre y valore.s de lnoertJdumbre Ht1mada pMa los incertidumbre ~ralos sistemas de med1dón ubiados Ptesenta proaram.as asodados • e.rt.ar actuliHndo sistemas de medldón que conformen

lD •:t frac:aónVIII lna:rtldumbre de

el Mecanismo de Med1dón de 11 SI en los Puntos de Medidón, se ldentifiat que se esUln las lnoe:rt1dumbres de los s1uem,s de med1don,

medida Asl1nadón, lnduyendo los re1llzando mejoras uod1das • obtener mejores slslemas que conforman el Mecanismo de

presupuestos de Incertidumbre y valores y compromisos al wmphm1ento de los Medición

evldenda de la tniabUidad de los e.slableodo para la Incertidumbre en los LTMMH

sine mu de med1dón correspondientes como soporte

Presenlllr las ínverJlones economlCH Presenta la evaluación ea,nómlca que a,ntempla los

u 42.fracoónlX [valuación económica relacionadas a,n lu 1C11vldadH de

SI cutos realaaonados a la ktividadesde medición y los E.slll evaluación lnduye el mantenimiento de los

Implementación, mantenimiento v sistemas de mt!'dioon, con lo a,al se data oertidumbre ustemai. de medición He1ur1mlento de la medldón ala mediaón

El Operador presenta la lmplemenuiaón de la Bltiau• S. 1den11fia que esta Bit acora ya fue Proc,;tmade Oebera da, wmpllmlento al an.10.110 7, Oecuontca para la Gestlon y Gerendamlento de la Implementada, y que de acuerdo al proerama

u 42. frK0onX ,mplemeni.aón de la frKaón IV articulo 10, arhCUlo 42 SI Mediaon (BEGyGM), la a,al a,ntempla niveles de presentado se cumlnara en el al'io 2011. &lacera de re11nro frattJón X, artlWIO 50 seaundad par• su .a.so y la mfonnaaOn I contener Adldon1lmente presenta pr0&rimH pl1'11 c:arwa de

cumole a,n lo 1ollatado oor los LTMMH Información y1 uls1en1e

Presenlll proeramas de dl11nostlcos para todos los Se ldenllfia que esta actividad esu pr0t:1'11fflad1

1l 42. fraa:ionXI Proenm•de Cumphm1en10 .i artlCUlo SI SI

sistemas de rnedldon que conrorm1n el Mecanismo de para efectu1ne 1inualmente, ya que presenui un d1acnóSllCOS Med1don dt! h1 a111n1don desde 11 mediaón

pro11"11m1 mult11nual operaaonal hast1 los Puntos de Medioon

Se tendrin que lndulr 01rt1fic:ados, reconocimientos, evtdenoas que

demuestran que lu competendas Se ldentitlca que aun y cuando se presentan las

son acordes con los slstem11 de Presenta ev1dena1 de IH competend1s del personal evidendH y los cv·s del personal se rtqujere de

medldon instalados o a instalar

" 42. tracdón XII Competenoas tecn1as Adldonalmente se debe lnduir el

SI Involucrado mn 11 medición. ,nduyendo al mr,or conoamlen10, ~ralo cual present1 un

or¡anl1ram1y cv·sdel person-' Responsable Ofioal pro1ram1 de ca~taoón en matena de

involuaado en la med1dón, ula,mo med1oon

el proerama correspondiente 1 capaatadón

Presenta propuesta de Indicadores de duempel'io, Se Identifica que m•nifiesu con estos lndJc:adore.s

Indicadores de Cumplimiento a lo dispuesto en los lnformldón que se enwent1'11 en los anexos de el cumphm1en10 1 lo sollotado en los LTMM-t par1

IS 4:t tracdonXIII desempel'lo

artlculos 10, 26, 27, 28, 29, 30, ll. l2v SI medición, los cuales wmplen con la lnronn•dón los lndlCldores, sm embar¡o una vez 33 m11ima a contener de acuerdo I lo tsUbleddo en los implementados estos deber11n ser ev1lu1dos en

LTMMH su eiecución v cumnhmiento

Cumplimiento• a,tia,lo 9, Se ldenhfia al Adm,mstrador del activo inte1ra.1

16 42, fracdón IV Responsable ofld•I lnduyendo Sl.lS datos 1enerale1 como

SI Presenta la desl1nadón del Responuble Otidal de producción bloque ASOl·OZ. como responsable 111 el puesto que oa.ipaen 11 empren

ofia1I v sus datos de contacto

[nel Punto de Mtd!donvenla

17 17 De las derlv1dones medidón de tr1nsferenaa no podrán

SI De IOlercfo a los dla1ramu presentados no se

Instalarse denvadones de tuberil, Identifican denvadones en los Mstemas de medloón venficar en dlaaramH

Presentar la deso,pdon de los El Operador Petrolero presenla la desa,paon de los

Ad1oon1lmente se: ldenllfica un Pt011'1ffll de slslemas t1le:metricos mn que se trabaJo para dar wmphm1e:n10 en la

18 19, fracoón 111 Te:lemetria cue:nlen o bien los pro1ramH de SI slstem11 telemetncos con que cuenta en los Pun101 de

lmplementaoón del portal de monitor-.o PEP-Medidón de conformidad con lo estableddo en ti

ICllvldades a realizar para contar con articulo 1'

CNH, y los pro1ramas par;a tener en Sll totalidad la ello, tele.mel/11 en los Puntos de Medldon oroouestos

El Operador Petrolero deber.a 1aran1izarque 11 calldad de los De acuerdo a los proced1m1enro1 pruentados pat11 l1

Se Identifica que para el 10111e, 1as y condensado 19, fr.cdón IV C.lldad

Hldroarburos se pueda determinar SI

determlnldón de calidad y su asJcn•ción el Operador los puntos propuesto, cumpllran con 11 alldad, 19

en el Punto de Med10on, en los Petrolero ase1ur1su determ1naaón en los Puntos de tirm1nos de lo esubleado en el Medición

ut1h11ndo 11 Infraestructura existente de pemex

~.oa..1jn ,.,i• fDI orPSPñtPI El Punto de Medidon deberi lndulr los Puntos de Medldón propues1os cuentan con

un a,mputador de flujo con lu elementos terciarios (comput.dorde: flu10), los Olales

lO 19, fmaónv Computador de flujo rundones de secundad, opet11l1vas y SI cuentan con se11md1d para su 102so y mnt1enen los tislcas que no permitan alter.dones, .i1ontmos de alculo para•• determmaaon de los asf como conttr con la apaadad de volumenes netos

los resultados de los Instrumentos de Se presenUin oertltlcados de c:allbradón como Se ldenoflca que hay Ptottamas asooados a la

medida deberln tenertmabtlldad 21 21 De las 1enet1lidades SI evtdenoa de la trazab!lidtd de los lntrumentos de callbraoon con lo aial el Operador Petrolero

me1roloe1a • pa1rones naoonales o me:d1d1 1se1ur111 traubilidid de lo11nstrumento1

intemadonalu

los Puntos de Medición de los patrones de ,eferenaa Hldroarburos liqu1dos. lnduyendo

Se Identifican en los di•r•mas de lnstrumt!'ntaaon No present1 l1 du01pdón e 1dent1fiCK1on de los

22 22 tipo tubena en el Punto los a>ndensados, deberan estar No 111unos patrones lipo 1ubena Instalados en sítio

patrones, 111 como la evldenoa de su tni.t>1Ud1d de Medloón dispUutos con un patrón de para poder ser utillHdos

referencia Upo l\lberia pennante. Cn Cumpllmtento a 111 fracdones 1, 11 y IU

del aruculo ll Present•t la Para el acua con1enlt1, se cuenta con una planta de

2l 2l De la medición del IJUI des01pdon del mane Jo del 11u1 SI deshidratación y envio• pozos letnna, 7

produdda, a.si como su medidon, o calculo 01,a el balance del iru

De la medición El Operador Petrolero podr.i just1fiQI'

la utíhuaon de medidores 24 24 mulllfas1a, fracaones 1,

mulhhislcos en su plan de desarrollo No No present1 propuesta de medloón mulllfadca se Identifica la u11lltadón de sepan.dores llylll

par1 la Extracdón

Presentir, la descnpdón breve de los puntos de medloon, tipo y

Vl.9 anexo 1 1ul1 de Mll:dldón en pruebas de espetífiadones de medidor,

No preHnta propuesta P•~ pruebas de pozo de 2S incert1dumbr• a.sedada, y alldad de No

planes poro los hldroc.artnnos, ad1oonal la

conformidad con el artacuto 36 dt los LTMMH

ublcadon en la que se entre1lrin 11 come,cializador los hidrocarburos

Tabla 18. Evaluación de los Mecanismos y Puntos de Medición. (Fuente: CNH)

~ '-'

Cabe resaltar de la información evaluada que, para la metodologia de balance volumétrico de gas, Petróleos Mexicanos considera la misma filosofía que el balance volumétrico de petróleo basado en el Sistema Informático de la Administración de la Producción de PEP, SIAPPEP, el cual considera el ajuste volumétrico de la disponibilidad y distribución de los hidrocarburos producidos. PEP considera algunas premisas las cuales son aplicadas en el palance de gas y condensado: el gas quemado, descarga de módulos y gas endulzado son reportados por el Activo con base a la medición de la instalación. Asimismo, el gas usado para BN es reportado por los Activos, así como su distribución a las baterías de cada complejo donde se maneja el gas. Las asignaciones están asociadas a cada una de las plataformas satélites lo cual da trazabilidad.

Con relación a la estimación de condensados, Petróleos Mexicanos menciona el uso de la norma API MPMS 14.5 para lo cual utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado.

Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición de la Asignación Zaap, la Dirección General de Medición manifiesta que, el Operador presento la información y requerimientos necesarios para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales fueron evaluados de conformidad con los establecido en el artículo 42 de los L TMMH, además que de conformidad con el artículo 43 de los L TMMH se solicitó la opinión de la ubicación por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

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

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250. 720/2018 de fecha 13 de noviembre de 2018, a lo cual mediante Oficio 352-A-160 con fecha del 20 de noviembre de 2018, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Operador Pemex Exploración y Producción para el área de asignación correspondiente al Campo Zaap, manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a dos premisas, 1) determinar el volumen y calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida de conformidad con los L TMMH y, 2) la incorporación de una metodología de bancos de calidad.

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

c. Obligaciones:

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

2. Dar aviso a esta Comisión - DGM cuando se finalice con cada una de las actividades relacionadas con la medición de los hidrocarburos presentadas por el Asignatario en el Plan de Desarrollo.

3. Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medición como lo estipula el articulo 48 de los LTMMH.

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

5. El Operador Petrolero deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medición basado en la norma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los L TMMH, el cual contendra y resguardara la información relacionada con los sistemas de medición y los Mecanismos de Medición.

6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los L TMMH, deberá proporcionar el balance de los autoconsumos y características de los equipos generadores de autoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua de inyección.

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

8. El Operador, deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acredite que el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de Medición.

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

El Operador deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido en el Dictamen.

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

Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los Lineamientos Técnicos, el Operador deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados mediante el presente Dictamen, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados Lineamientos.

d. Conclusiones:

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presenta por el Operador Petrolero Pemex Exploración y Producción, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0375-2M- Campo Zaap en la solicitud de aprobación de su Plan de Desarrollo, la cual consiste en manejar y medir la producción de los hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas de Medición propuestos y presentados como parte de los Mecanismos de Medición en el Plan de Desarrollo, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse. 77 7

Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la ~ conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por el Operador, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

, Respecto a las actividades propuestas por el Operador en el Plan de Desarrollo, se concluye lo$-_

/~ I ~; ~~

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

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los LTMMH, en particular el contenido referido en los artículos 8.L...9, 19, fracciones 1, 11 , 111 , IV, V, 21 , 22, 23, 25, fracción 1, 11 , 111 , IV, VI , 26, 27, 28, fracciones 1, 11 , 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.

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

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

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.720/2018 de fecha 13 de noviembre de 2018, a lo cual mediante oficio 352-A-160 con fecha del 20 de noviembre de 2018 se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Operador Pemex Exploración y Producción , " ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatario; (i) permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida, de conformidad con los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos (Lineamientos) 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 metodologfa de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de asignación o áreas contractuales de las que provengan", resaltando que la determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos, se puede determinar de conformidad con lo establecido en los L TMMH, y que la metodología por el banco de calidad deberá ser implementado.

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos por el Operador, cumplen con las disposiciones previstas en los L TMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los L TMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos.

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

a. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye que es viable y adecuada en su implementación para la Asignación.

b. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas 7""77 de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en ~ las Fig. 12 y 13 del presente dictamen.

c. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de los s;stemas de med;dón a la Com;s;ón conforme al artkulo 48 de los L TMMH. ~

~~ r

d. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de los Diagnósticos presentados por parte del Operador, en términos del apartado de los L TMMH.

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación campo Zaap en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, el Operador deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerar el Punto de Medición del Anexo 3 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición.

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

a) Comercialización de Hidrocarburos

El Asignatario realizará la comercialización de los Hidrocarburos producidos en el área de Asignación de acuerdo con lo siguiente:

Hidrocarburo Gaseoso: La molécula producida en la Asignación Zaap y parte de la producción de la Asignación Maloob, es manejada en el Centro de Procesos Zaap-C, en donde se cuenta con 5 turbocompresores booster de 72 MMpcd cada uno, utilizados para comprimir el gas para su envío al Centro de Proceso Ku-A.

El gas amargo separado en las plataformas de perforación PP-Zaap-A y Maloob-A se envía a través de los gasoductos L-304 y L-290 respectivamente, hacia el recuperador de líquidos en la PB-Zaap-C del CP Zaap­C.

El Barco de Proceso FPSO YKN cuenta con una batería de separación de 200Mbd de capacidad y cuenta con una capacidad de compresión de 120 MMpcd, donde recibe y separa la mezcla del campo Maloob, el gas procesado en el FPSO es enviado por el gasoducto L-274 hacia el CP Zaap-C.

Una vez que se comprime el gas en el CP Zaap-C y se mezcla con el gas amargo proveniente del FPSO, se envía hacia el CP-Ku-A en donde se mezclan las corrientes de gas amargo procedentes de compresión en los otros CP, tales como Ku-H, Ku-M, Ku-S, para su envío a los Centros de Procesos Akal C y Akal J. El gas amargo se recibe en el CP-Akal-J, instalación que tiene la flexibilidad operativa de enviar un

porcentaje del gas amargo hacia la plataforma Akal-C2 para inyección al yacimiento y el resto se envía vía el CP-Nohoch-A hacia Atasta.

En el CP-Akal-C se tiene la flexibilidad operativa para que el gas amargo recibido se envíe hacia la infraestructura existente en el Activo de Producción Cantarell a través de las líneas 268 y 357 de las plataformas Akal-C7 y Akal-C6, respectivamente, gran parte de ese volumen se endulza en sitio y se emplea como gas de BN, el resto se envía hacia el CP-Nohoch-A, finalizando la entrega en Atasta. En donde se realiza la transferencia del gas para su disposición final.

Hidrocarburo Líquido: La producción se maneja y procesa en los CP. Ku-A, Zaap-C y FPSO, conforme a:

La plataforma de perforación PP-Maloob-A perteneciente al Campo Maloob, se separa el Hidrocarburo de 13º API aproximadamente y se envía a una segunda etapa de separación al CP-Zaap-C por la línea L-271 .

En la plataforma de perforación PP-Zaap-A se cuenta con separador bifásico con capacidad de 200Mbp, en el cual se separa la mezcla de Hidrocarburos de 13º API aproximadamente, que proviene de la PP­Zaap-A, el Hquldo separado se envla a segunda etapa de sepa,ación al CP Zaap-C po, la 11~

¿,~ f ~J ~

La producción de la PP-Zaap-B llega en mezcla de 13º API aproximadamente, a través de la línea L-300 al separador bifásico de primera en la PP-Zaap-C, la mezcla que se produce en el CP-Zaap-C de igual forma entra a primera etapa de separación en dicha plataforma.

Una vez que el aceite de la PP-Zaap-B y Zaap-C sale de primera etapa y se combina con el aceite semi­estabilizado proveniente de la PP-Zaap-A y PP-Maloob-A, se estabiliza en un separador bifásico.

La mezcla de Hidrocarburos que se produce en los pozos de la plataforma PP-Zaap-E se envía al CP-ku­A para su primera etapa de separación.

El CP-Zaap-C envía la producción estabilizada hacia el CP-Ku-A, de aquí se envía por las líneas 387 y 164 hacia el CP-Akal-J, siendo este último el responsable de enviar la producción hacia la TMDB.

Por otro lado, en el artefacto naval FPSO, la producción no estabilizada enviada a éste entra a la batería de separación para su procesamiento, una vez estabilizada, se almacena y se mezcla para su exportación en 21 º API aproximadamente.

Por lo que las actividades de exportación de crudo se realizan a vía FPSO o bien a través de la infraestructura existente en el CP-Akal-J para su envío a la TMDB, o incluso hacia Cayo Arcas como flexibilidad de manejo cuando en la TMDB se presenten altos niveles de inventarios.

b) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

Previo a la presentación de la solicitud de Modificación al Plan, mediante resoluciones CNH.E.64.001/16 y CNH.E.07.001/17 la Comisión resolvió el procedimiento de evaluación del cumplimiento de las Disposiciones Técnicas para evitar o reducir la quema y venteo de gas en los trabajos de exploración y extracción de Hidrocarburos respecto del activo Ku-Maloob-Zaap. Asimismo, acordó que se dé un seguimiento trimestral de las actividades realizadas por Pemex Exploración y Producción.

De acuerdo con las disposiciones técnicas de aprovechamiento de gas, para lograr alcanzar la meta del 98% de aprovechamiento en el año 2020 se tienen en programa las siguientes acciones:

• Reconfiguración de un turbocompresor para inyectar gas amargo en el Centro de Proceso Ku-S, lo que permitirá el aprovechamiento de gas con alto contenido de nitrógeno al reinyectarse al yacimiento y la reducción de la contrapresión en la red de gas amargo por menor flujo en el sistema.

• Puesta en operación de la plataforma de compresión CA-Ku-A 1, ayudará en el incremento en la capacidad de compresión, flexibilidad operativa con el aprovechamiento del gas con alto o bajo contenido de nitrógeno, así mismo, la reducción de contrapresión en el sistema.

• Puesta en operación de la plataforma SIC-Zaap-C y duetos asociados, lo que permitirá el aprovechamiento de gas con alto contenido de nitrógeno al reinyectarse al yacimiento.

En términos del Transitorio Cuarto de las Disposiciones Técnicas, se advierte que mediante Resolución CNH.E.07.001/17, la Comisión determinó acciones correctivas a fin de cumplir con las metas en materia de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado en el periodo 2016-2019, motivo por el cual las mismas permanecerán vigentes y en ejecución hasta el término de éstas.

Lo anterior, tomando en consideración que dichas medidas permiten dar cumplimiento a la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado establecida en las Disposiciones Técnicas, por tal motivo se

hace de su conocimiento que el PAGNA ya fue analizado y apmbado por la CNH con anteriori<J¡;;}i/:

incluirá en el presente dictamen. G ~ r Jr

En consecuencia, PEP deberá dar cabal cumplimiento a las acciones correctivas establecidas por esta Comisión y deberá presentar la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción que en su caso corresponda, a fin de deterr'ninar las acciones e inversiones que llevará a cabo para mantener y sostener el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado durante la vigencia del Plan de Desarrollo para la Extracción.

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, a continuación, en la Tabla 19 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos:

Caracter1stlca Cumpllmlento del tiempo programado para la Etapa de

Cumplimiento del tiempo programado para la Etapa de Conceptualización Visualización

El propósito de este H1d1cador es asegurar que se cumpla con los El propósrto de este 1nd1cador es asegurar que se cumpla con los tiempos Metas o panlmetros tiempos establecidos para la etapa de Visualización garantizando establecidos para la etapa de Conceptualización garantizando la entrega a

de medición la entrega a tiempo de los productos de la fase y optimizando el uempo de los productos de la lasa y optimizando el uso de los recursos uso de los recursos humanos que part1c1pan en el proyecto humanos que participan en el proyecto

Umdad de medida PorcentaJe Porcenta¡e Fónnula o

T (V) real T {V) real descnpc16n del x ~ • 100 x = • too 1nd1cador T (V) estim ado T (V) estimado

Frecuencia de Al finalizar la perforación y prueba de un pozo Al finalizar la perforación y prueba de un pozo medición

Penodo de reporte a Al finalizar la perforación y prueba de un pozo Al finalizar la perforación y prueba de un pozo la Com1sl6n

Caracter1stlca Cumplimiento del tiempo programado para la Etapa de Definición Metas o panlmetros El propósito de este Indicador es asegurar que se cumpla con los tiempos establecidos para la etapa de Definición garantizando la entrega a uempo

de med1c16n de los productos de la fase y opt1m1zando el uso de los recursos humanos que participan en el proyecto Umdad de medida Porcenta¡e

Fónnula o T (V) real descnpc1ón del X ~ • 100

1nd1cador T (V) estim ado

Frecuencia de Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

medición Periodo de repone a

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo la Comisión

Caracter1stlca Cumplimiento del tiempo real de entrega de Programa de Grado de disponibilidad de equipos, materiales y servicios (EMS) de

Intervención autorizado a UNP perforación y terminación. El propósito de este Indicador es asegurar que se cumpla con los El propósito de este indicador es gestionar la procura de los equipos,

Metas o panlmetros tiempos establecidos para la entrega del Programa Autonzado a matenales y seMCK>s crfucos para ta perforaoón y terrmnaetón de pozos de med1c1ón UNP. tiempo medido antes del 1mc10 de la riter,enc,ón del pozo establecidos en la lngemerla Básica. soporte para su adqu1s1c,6n y conbratac,ón

oportuna Umdad de medida Porcenta¡e PorcentaJe

Fónnula o TEs timado MliCD descnpc1ón del X = • 100 X • MECSP' l OO

indicador T RE al de entrega

Frecuencia de Al finalizar la perforación y prueba de un pozo Al f,ializar la perforac,ón y/o la 1enn1naCl6n del pozo

medición Penado de repone a Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

Al friahzar la perforac,ón y/o la term1naCl6n del pozo la Com1sl6n

Caracterisllca Nivel de convergencia al Limite Técnico Lecciones aprendidas

Melas o panlmetros El propósito de este Indicador es evaluar el grado aproximación El propósito de este indicador es evaluar en qué grado se documentan y

del tiempo de perforac,ón y tenn1nacl6n real al tiempo establecido difunden las Lecc,ones Aprendidas Identificadas en la etapa de Evaluación del de medlcl6n

en el Limite Técnico VCDSE de pozos Unidad de medida Porcentaje Porcentaje

Fónnula o T (Perf + Term ) real LA Difundidas

descnpc1ón del X • • 100 X = • 100 1nd1cador T (LI) L. A Identi ficadas

Frecuenc,a de Al finalizar la tenn1nacl6n del pozo Al finalizar la perforacl6n y tenn1nac,6n de un pozo medición

Penado de reporte a Al finalizar la term1nac16n del pozo Al finahzar la perforación y 1ermmaci6n de un pozo la Comisión

Caracterlstlca Cumplimiento del gasto Inicial de producción Exlto de desarrollo Metas o panlmetros El propósito de este Indicador es evaluar el grado de certeza en El propósito de este 1nd1cador es evaluar el cumplimiento del compromiso de

de medición la estimación del gasto inJc1al de producción del pozo éx,to de desarrollo Unidad de medida Porcenta¡e PorcentaJe

~$/f_{ s- __..¿:- /4

Fónnula o descnpc1ón del

indicador Frecuencia de

med1c,ón

Penodo de repone a la Comisl6n

Caracterfstica

Metas o parámetros de med1c16n

Unidad de medida

Fónnula o descnpc1ón del

indicador Frecuencia de

medición Penodo de reporte a

la Com,s16n

Caracterfstica Metas o parámetros

de medición unidad de medida

Fónnula o descnpción del

1nd1cador Frecuencia de

med1c16n Penodo de repone a

la Com,s16n

Caracteristlca Metas o parámetros

de medición Unidad de medida

Fónnula o descnpci6n del

indicador Frecuenoa de

medición Penodo de reporte a

la Comlsl6n

Caracterfstlca Metas o parámetros

de med1c,ón Unidad de medida

Fónnula o descnpc1ón del

1nd1cador F recuenc1a de

medición Penodo de reporte a

la Com,sl6n

Caracterfstica

Metas o parámetros de med1c,ón

Unidad de medida

Fónnula o descnpción del

indicador

Frecuencia de med1c1ón

Penodo de repone a laCom,sión

Glp rtal N pozost X= • 100 X• • 100 GCp tsptrado T pozosptr{

Al fK1ahzar la Ienn1nacl6n de un pozo Al finalizar la perforac,ón de un pozo

Al finaliz.ar la temunactón de un pozo Al finallzar la perforación de un pozo

Exito en costo de perforación del pozo

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asert1v1dad del costo programado de perforac,ón del pozo

Porcentaje

CReal.Ptr{ X • • 100

C Prog Perf

lnfonnes tnmestrales y al finalizar la perforación del pozo

lnfonnes tnmestrales y al finalizar la perforac,ón del pozo

Exlto en costo de tenninación del pozo Éxito en el tiempo de perforación del pozo

El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asertlVldad El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asert1v1dad del uempo del costo programado de temunactón del pozo programado de perforación del pozo

PorcentaJ8 Porcentaje

CRtal Tenn TReal Perf X e • 100 X= • 100

C Pro9 Term T Prog Perf

Informes tnmestrales y al finalizar la term1nac16n del pozo Informes tnmestrales y al finalizar la perforación del pozo

Informes trimestrales y al finalizar la terminación del pozo Informes tnmestra1es y al finalizar la perforación del pozo

Exito en el tiempo de terminación del pozo ObjeUvos geológlcos alcanzados El propósito de este indicador es evaluar el nivel de asertivldad El propós,to de este Indicador es evaluar el nivel de cumplimiento de los

del tiempo programedo de 1enn1nac1ón del pozo ob¡eovos del proyecto pozo

PorcenlaJ8 Porcenla¡e

TReal Tttrm NObj - alcanzd X= • 100 OGA ~ N Obj - Prog • 100 T Proa Ttnn

lnfonnes tnmestrales y al finalizar la Ienn1nac,ón del pozo Al finalizar la perforac,ón del pozo

lnfonnes tnmestrales y al finalizar la Ienn1nac1ón del pozo Al finalizar la perforac,ón del pozo

Exlto geométrico del pozo

El propósito de este 1nd1cador es evaluar el nivel de aser11v1dad de la geornetrta del d1se/lo real del pozo

Porcenta¡e

1:~.,[0D/(MD, - MD, ,)]Progl EG

1:f., [OD.'(MD, - MD,_,) ]roa/

Al finalizar la perforación del pozo

Al finalizar la perforación del pozo

Producción

Detenn1nar diariamente el contenido de agua y sedimentos en la comente de hidrocarburos llqu1dos. de acuerdo con la metodologla de análisis y frecuencia de muestreo seleccionado según espec,ficac1ones

contractuales aplicables o de control de proceso locales

Definir el estatus de cada dla como dentro o luera de especificación

o/o dlas = (NF/N)'100

o/o dias= Porcentaje de dlas fuera de especlficacl6n para el contenido de agua y sedimentos en hidrocarburos llqu1dos.

NF= Número de dlas fuera de la especificación máxima de contenido de agua y sed1menIos N= Número de dlas totales del mes Dato fuera de especificación >13%

Anual

Tabla 15. Indicadores de desempeño para el Plan de Desarrollo (Fuente: Asignatario).

Producción

DeIenn1nar el contenido de Nitrógeno en la comente de hidrocarburos

gaseosos de acuerdo a la metodologla de anális,s y frecuencia

de muestreo se~cc1onado segün especlficac10nes contractuales

aplicables o de control de proceso locales

Definir el estatus de cada análisis cromatográfico como dentro o fuera

de especrficac1ón

% dlas = (NF1N)•100

o/o dlas= PorcenlaJ8 de dlas fuera de especificación para el contenido de Nitrógeno en hidrocarburos gaseosos NF= Número de dias fuera de la especificación máxima de contenido de Nrtrógeno N= Número de dlas totales del mes

Dato fuera de especificación > 7%

Anual

Caracteristfca Tiempo de perforación de un pozo Tiempo de reparaciones en pozo

Metas o par3metros Porcenta¡e de la dderenc,a del tiempo Porcentaje de la dderenc,a del uempo

de medición promedio de perforación de un pozo promedm de las reparaciones en pozo

real con respecto al programado con respecto al programado Unidad de medida Porcentaje de desv1ac16n Porcentaje de desv,acl6n

Fórmula o descnpc,ón del indicador TP•(ThC'C1l -TPpla11)

• 100 Tl1P •(Tl1PrHI- r.1tpla-11) • 100

CT,.,1■11} (Tl1,..")

Frecuencia de medlCl6n Al finaltzar la perforac,ón-term111ac1ón de un pozo Al ronaltzar la reparac1ón-term1nac16n de un pozo Penodo de repone a la Comisión Semestral Semestral

Caracter1stlca Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo

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

Metas o parémetros pozos de desarrollo perforados El de medición éxrto se considera cuando el pozo

conllibuye a la producción del yac1m1ento

Unidad de medida Porcentaje Fórmula o

descnpcl6n del TE:PD = Poa-cuUlo,uradlWC'JC'.fllOloJ • 100

indicador Tulla/ de, Poi o• d,I dC'tarrnUo

Frecuenc~ de med1aón Al finaltzar la perforación y pNeba de un pozo Penodo de reporte a la Com1s1ón Al finalizar la perforación y pNeba de un pozo

Caracter1stlca Tasa de éxito de reparaciones Reparaciones Mayores Porcentaje de reparacK>nes exitosas

Metas o parémetros con respecto al nümero total de Porcentaje de la diferencía entre las

de med1cl6n reparac10nes hechas El éxito se reparaciones mayores reahzadas

considera cuando existe opt1m1zación respecto a las programadas en el ano de la producción en el pozo

Unidad de medida Porcenta,e PorcentaJe Fórmula o

descnpcl6n del indicador

TER • •t"JNr■.ctolWIC'-l'll•••u • 100 Totul de, rrpararloMi

DRMA = l1"4'Al"l'■I 11Jr,fpla■ • 100 RIIAp/u"

F recuenc,a de Semestral Semestral

med1c1ón Penodo de repone a

Semestral Semestral la Com1sl6n

Caracterfstlca Tiempo de perforación de un pozo Tiempo de reparaciones en pozo

Metas o parémetros Porcentaje de la dderenc,a entre IOs pozos

PorcentaJe de la diferencia entre los pozos terrrnnados en el ano respecto a fes de medición

perforados en el ano respecto a los planeados en el programados en el ano

ano Unidad de medida Porcenta¡e PorcentaJe de desvración

Fórmula o descnpcl6n del

indicador

DPP = ,,r,■l-PPr,i- • 100 PPplu11

DTP=~•lOO TPpllUI

F recuenc1a de Semestral Semestral

med1cl6n Penodo de repone a

Semestral Semestral la Com1s16n

Caracter1stica Producción Gasto de operación

Metas o parilmetros Porcenta¡e de desv1acl6n de la producción

Porcentaje de desvlaci6n del gasto de operación real con respecto al de medición

acumulada del campo o yaam1ento real con programado en un ~empo determinado

respecto a la planeada en un tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desviación PorcentaJe de desv,actón

Fórmula o descnpcl6n del OPA = PArC'ld-,,.,,,_ • 100

PAplu11 1nd1cador

DGO = c;or-.,. GOrll•" • 100 GOpla"

F recuencta de Semestral Semestral

medicl6n Penodo de reporte a

Semestral Semestral la Com1sl6n

Caracter1stlca Desarrollo de reservas Metas o parilmetros

Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al programado en un tiempo determinado de med1c16n

Unidad de medida Porcenta¡e de desv,ac,ón Fórmula o

descripción del indicador

DDR • DltrHf .. D11plan • lOO

º""'"" Frecuencia de

Semestral mediClón

Penodo de repone a Semestral

la Comlsl6n

Caracter1stica Factor de recuperación Productividad

Metas o parémetros Porcentaje de la dderencla entre el factor de

de medición recuperación real con respecto al planeado a un Produccl6n promedio de un pozo o gNpo de pozos entre el total de pozos

tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desv1acl6n Bamles por dla (bd).

Fórmula o Producción diana promedio de un pozo o grupo de pozos d1v1d1da entre el

descnpcl6n del DFR = FRr1■I-TRplu,i , lOO

'""ª" número de pozos en el gNpo 1nchcador

Frecuencia de Semestral Semestral

medición

Penodo de reporte a Semestral Semestral

la Com1s16n

Caracter1stlca Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural

Metas o parámetros de med1ci6n Porcentaje de la dderenc1a entre el contenido Porcentaje de la dderencia entre el aprovechamiento de gas real respecto al

nactonal ublizado respecto al programado programado Unidad de medida Porcenta¡e de desv1aci6n Porcentaje de desv1aci6n

F61mula o descnpci6n del indiCador DCN = CN,..-.1 +CNplaA • 100 0-pla"

DAGN,. ACN,-.-a,1-AC!Ypl'"'. 100 ACNplo"

Frecuencia de Semestral Semestral

medición Penodo de reporte a

Semestral Semestral la Comisión

Tabla 19. Indicadores de desempeí'lo para el Plan de Desarrollo (Fuente: CNH).

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

Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7 fracción 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 rea lice 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 20.

Actividad

Perforación Term1nac1ón

RMA RME

Duetos Taponamientos

Abandono

Programadas

10 10 30

219 1

86 29

E¡erc1das Porcenta1e de

desviación

Tabla 20. Indicador de desempeí'Jo de las actividades ejercidas (Fuente: Comisión}.

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 21.

Indicador Programa de Erogaciones Pro rama de

Ac!Jv1dad Sub-Act1v1dad erogaciones e1erc1das E oggac O 1 (MMUSD) (MMUSD) r I nes

e erc1das Evaluación

Desarrollo

Producción

Seguridad, Salud y Medio Ambinete

General*

Construcción Instalaciones

Perforación de pozos

Otras Ingenierías

General**

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

Intervención de pozos

3.44

261 .75

27.81

219.38

16.68

2,393.40

143.78

749.42

Abandono

Operación de Instalaciones de Producción

Construcción de Instalaciones

Duetos

Desmantelamiento de Instalaciones

855.13

199.92

41 .04

671 .65

·considera un monto por 1 76 MMUSD de inversión y 259 99 MMUSD de gasto operat,vo ··considera un monto por 406 73 MMUSD de Inversión y 1,986 67 MMUSD de gasto operativo

Tabla 21. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (Fuente: Comisión).

iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento de la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito de dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como se muestra en la Tabla 22.

Fluido 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Producción de aceite programada (mbd) 266.0 250.8 210.2 174.1 152.1 117.7 84.6 54.2 Producción de aceite real (mbd) Porcentaie de desviación Producción de aas oroaramada (mmpcd)* 131.2 128.3 114.8 109.2 95.8 82.9 88.0 80.0 Producción de aas real (mmpcd) Porcentaje de desviación

Fluido 2027 2028 2029 2030 Total 2018-2030 (MMb y MMMpc)

Producción de aceite proaramada (mbd) 32.7 17.1 10.0 3.2 501 .5 Producción de aceite real (mbd) Porcentaie de desviación Producción de aas oroaramada (mmocd)* 62.1 24.7 19.0 1.3 342.3 Producción de aas real (mmpcd) Porcentaje de desviación

Tabla 22. Indicadores de desemper,o de la producción de aceite y gas en función de la producción reporta (Fuente: Comisión).

7--JJ

VI. Programa 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-0375-2M-Campo Zaap, 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 Programa de Administración de Riesgo, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector de Hidrocarburos (ASEA o Agencia) mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/1212/2018 recibido el día 24 de octubre de 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-0375-M-Campo Zaap, se encuentra amparada en la autorización número ASEA­PEM16001 C/AI0417, del Sistema de Administración del REGULADO, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Activo integral de Producción Bloque AS01-02, con número de identificación: ASEA­PEM16001C/AI0417-08.

• A la fecha el REGULADO no ha informado a la AGENCIA las actividades que plantea realizar en el marco de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0375-2M-Campo Zaap.

Por lo anteriormente expuesto, 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-PEM16001C/A10417, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro de la Modificación al Pian de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0375-2M-Campo Zaap, el REGULADO deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente:

• Cumplir con lo establecido en el RESUELVE TERCERO del oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017

•

de fecha 13 de julio de 2017, mismo que a la letra dice:

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

Ajustarse a lo establecido en el artículo 26 de las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican, publicadas el 13 de mayo de 2016 en el Diario Oficial de la Federación, mediante el trámite con Homoclave ASEA-00-025 denominado: Aviso por modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado el Sistema de Administración

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 n;¡i· mero AS -

PEM16001C/AI0417. /

" -

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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-0375-2M-Campo Zaap, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.

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

Porcentaje de Contenido Nacional Tabla 23.

En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante oficio UCN.430.2018.398 recibido el 18 de octubre de 2018 en la Comisión, suscrito por el Titular de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético, señaló que con base en la información presentada para el periodo 2018-2025, se considera probable que se cumpla con las obligaciones en materia de Contenido Nacional, en consecuencia, tiene una opinión favorable con respecto al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional que se utilizara para la Modificación d~ . Pla a dee 7"77 Desarrollo para la Asignación A-0375-2M Campo Zaap. ~

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VIII. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la Modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6, 7, 8 fracción 11 , 11 , 20, 40, fracción 11 , incisos a), b), 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

El desarrollo de la actividad física propuesta en conjunto con la toma de información y estudios propuestos tienen como objetivo incrementar el conocimiento estático y dinámico de los yacimientos de la Asignación lo cual le permitirá desarrollar la reserva 2P, optimizando la producción de la Asignación, de lo anterior se concluye que la Modificación contiene elementos suficientes para contribuir a acelerar el desarrollo del conocimiento 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

Del análisis realizado a la Modificación se observa que la actividad física propuesta, es congruente con los tiempos de propuestos y los egresos asociados, de tal manera que la ejecución de la Modificación propuesta contribuirá a recuperar los hidrocarburos de los yacimientos de la Asignación. Teniendo los siguientes valores de factor de recuperación para cada yacimiento.

FR Plan Vigente FR Mod1ficac1ón

Campo FR Aceite FR Gas FR Aceite FR Gas

40.1 47.1 41 .0 58.9 13.0 35.5 5.6 7.6 38.0 44.8 36.1 48.1

Si bien en el caso del Gas Natural Asociado para el campo Zaap se observa un incremento de 3.34% en el factor de recuperación lo que representa un incremento en la producción acumulada de 140.51 MMMpc.

En el caso del aceite hay que considerar que el FR del Plan vigente fue proyectado considerando un volumen original de 4,742.8 MMb y el FR de la Modificación se proyectó utilizando un volumen original de 5,083.71 MMb, con lo que se aprecia una disminución de 1.94% en el FR, sin embargo, hay que considerar que la producción acumulada de aceite se incrementa en 31 .49 MMb, lo cual representa un beneficio en la producción de aceite.

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

PEP ha perforado el total de pozos comprometido en el Plan vigente y adicionalmente en la Modificación propuesta plantea la perforación y terminación de 1 O pozos, la realización de 30 RMA y 219 RM E adicionalmente considera la conversión de un pozo productor a inyector de nitrógeno como método de recuperación secundaria con el objetivo de realizar mantenimiento de la presión del

yacimiento Cretácico. De lo anterior se concluye que el Asignatario promueve el desar~~~~-de ~ªñ acuv;dades de extracdón de h;drocarburos, con las actóvódades conten;das en la Modófica~

~~ ¾)(

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

Cabe destacar el uso de perforación con tubería de revestimiento (casing drílling), monitoreo de la perforación en tiempo real, instrumentación de pozos con colas extendidas (cola yates), sistemas artificiales de producción de BN y BEC con empacadores duales, sistema de deshidratación con tecnología electrostática, entre otros.

La recuperación de hidrocarburos del campo Zaap en el yacimiento Cretácico, en la actualidad se sustenta principalmente con la aplicación de un proceso de recuperación secundaria, mediante la inyección de nitrógeno para el mantenimiento de la presión del yacimiento, la cual inició en abril de 2009.

Una vez analizada la información remitida por el Asignatario, la Comisión concluye que las tecnologías propuestas a utilizar por el Asignatario son adecuadas para las actividades de Extracción de Hidrocarburos dentro de la Asignación, las cuales, contribuyen a incrementar el factor de recuperación, proyectado en 36.1 para el caso del aceite y 48.1 en el periodo 2019-2030 para el gas, asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la propuesta de Plan de Desarrollo se determina que el proyecto se ejecutara en condiciones económicamente viables.

e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

Mediante Resolución CNH.E.07.001/17, la Comisión determinó acciones correctivas a fin de cumplir con las metas en materia de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado en el periodo 2016-2019, motivo por el cual las mismas permanecerán vigentes y en ejecución hasta el término de éstas.

Lo anterior, tomando en consideración que dichas medidas permiten dar cumplimiento a la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado establecida en las Disposiciones Técnicas, motivo por el cual no es materia de análisis del presente Dictamen el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado.

Sin menoscabo de lo anterior, PEP deberá dar cabal cumplimiento a las acciones correctivas establecidas por esta Comisión y deberá presentar la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción que en su caso corresponda, a fin de determinar las acciones e inversiones que llevará a cabo para mantener y sostener el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado durante la vigencia del Plan de Desarrollo para la Extracción.

f) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presenta por el Operador Petrolero Pemex Exploración y Producción, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0375-2M- Campo Zaap en la solicitud de Modificación, la cual consiste en manejar y medir la producción de los hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas de Medición propuestos y presentados como parte de los Mecanismos de Medición en el Plan de Desarrollo, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, cumpliendo así con la nomnatividad vigentepara la medición din~ s

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-;;, 77

Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por el Operador, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

Respecto a las actividades propuestas por el Operador en el Plan de Desarrollo, se concluye lo siguiente:

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

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

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

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

viii. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250. 720/2018 de fecha 13 de noviembre de 2018, a lo cual mediante oficio 352-A-160 con fecha del 20 de noviembre de 2018 se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Operador Pemex Exploración y Producción, " ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatario; (i) permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida, de conformidad con los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos (Lineamientos) 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 por el Operador, cumplen con las disposiciones previstas en los L TMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los LTMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos.

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

a. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye que es viable y adecuada en su implementación para la Asignación.

b. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidcocarburos en los Puntos d~ v,<

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así como la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en las Fig. 12 y 13 del presente dictamen.

c. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 de los L TMMH.

d. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de los Diagnósticos presentados por parte del Operador, en términos de los L TMMH.

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación campo Zaap en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, el Operador deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerar el Punto de Medición del Anexo 3 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición.

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

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la Comisión, resolver en sentido favorable la Modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0375-2M-Campo Zaap con vigencia al año 2033, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos. Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan se alinea con los principios establecidos en el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

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

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

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IX. Recomendaciones

Adicionalmente, y derivado del análisis técnico realizado a la información presentada por el Asignatario se estima necesario realizar las siguientes recomendaciones:

Realizar las actividades necesarias para asegurar el mantenimiento de presión a través de la inyección de nitrógeno, para tener un factor de remplazo igual o mayor al 100 %.

Esta Comisión observa que el mantenimiento de presión en estos yacimientos, derivado del grado de explotación en la que se encuentran, es un elemento crucial en la maximización del factor de recuperación final, lo anterior debido a que, en caso de no hacerlo, el avance del acuífero cubrirá zonas de aceite que no podrá recuperarse mediante la implementación de recuperación primaria y secundaria.

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

Administrar el ritmo de vaciamiento, así como de las actividades de desarrollo de los yacimientos Eoceno Medio, Cretácico, Jurásico Superior Kimmeridgiano correspondientes a la Asignación lo anterior considerando que el campo se encuentra en declinación debido a la disminución de presión como resultado del volumen extraído de hidrocarburos, dando como resultado el avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite y la disminución de la ventana operativa de aceite, lo cual podría afectar la estrategia de desarrollo a largo plazo.

Evaluar escenarios técnica y económicamente que consideren la aplicación de procesos de recuperación secundaria o mejorada de producción, así como la evaluación integral de campos vecinos que comparten características similares del sistema roca-fluido, mecanismos de producción de los yacimientos, y el uso infraestructura, con la finalidad de minimizar la contaminación del casquete de gas con nitrógeno optimizar los procesos de producción, y administración de yacimientos.

Cabe mencionar, en el supuesto de que el operador decida emplear algún método de recuperación adicional, deberá observar y atender los Lineamientos técnicos en materia de recuperación secundaria y mejorada los cuales fueron publicados en el Diario Oficial de la Federación el 22 de noviembre del 2018.

Finalmente, se estima conveniente reiterar que el análisis que deriva en la opinión técnica expuesta en el presente Dictamen se realizó con base en la información que obra en el expediente SS. 7.DGDE.0115/2018 entregada por el Asignatario a la Comisión, durante el proceso de evaluación de la solicitud de Modificació al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0375-2M-Campo Zaap.

ELABORÓ

tffe . ING. JULIO CESAR REYES MELENDEZ

Subdirector de Área

Dirección General de Dictámenes de Extracción

ELABORÓ

MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA

Directora General Adjunta

Dirección General de Estadíst ica y Evaluación Económica

MTRA. MARÍA

Directora General de Estadística y Evaluación Económica

ING. ROBERTO GERARDO CASTRO GALINDO

Director General de Dictámenes de Extracción

Directora General Adjunta

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

ELABORÓ

REVISÓ

~✓~---MTR . ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO

Directora General de Medición

Titular de la Unidad Técnica de Extracción Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 19, 29, 31 , 31 BIS y 35 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la Modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0375-2M-Campo Zaap.