CNH Comisión Nacional

de Hidrocarburos

Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah)

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Pemex Exploración y Producción

Enero 2 191

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Contenido

Contenido ........................................................................................................................... 2

i. Datos generales del Asignatario ........................................................................... 3

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

................................................................................................................................... 5

iii. Criterios de evaluación utilizados en la evaluación ........................................... 6

iv. Análisis y evaluación de los elementos del plan ................................................ 6

A) Características generales ................................................................................................................... 6 b) Plan de desarrollo para la extracción .................................................................................................. 7 c) Análisis técnico de la solicitud del plan de desarrollo ......................................................................... 9 d) Análisis económico ............................................................................................................................ 15 e) Programa de inversiones .................................................................................................................. 16 f) Evaluación económica ...................................................................................................................... 18 g) Mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos .......................................................... 18

v. Mecanismos de revisión de la eficiencia operativa en la extracción y métricas

de evaluación del plan .......................................................................................... 30

vi. Sistema de administración de riesgos ................................................................ 32

vii. Programa de cumplimiento de contenido nacional y en su caso capacitación

viii.

a) b)

c)

d)

e)

f) g)

y transferencia de tecnología (economía) ......................................................... 34

Resultado del dictamen técnico ........................................................................... 35

Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país .......................................... 35 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 ................................................. 35 La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la nación y, a partir de los recursos prospectivos ................................................................................. 35 Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país .............................................................................................................................................. 36 La tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en 7 7 7condiciones económicamente viables ............................................................................................... 36 El programa de aprovechamiento del gas natural ............................................................................ 36

// Mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos ........... �r .. ···················· .. 36 'f

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l. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah)., es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (PEP o Asignatario), por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Administración del Portafolio Exploración y Producción, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción 1, 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación (en adelante, DOF) el 5 de enero de 2017.

El campo Esah fue descubierto con la perforación del pozo Esah-1, el cual inició su perforación el día 19 de septiembre de 2014, finalizando la etapa de terminación el día 07 de septiembre de 2015; resultando productor de aceite de 20. 7 º API en Cretácico (BKS) y productor de aceite de 38.1 º API en Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK).

Se realizaron diversos estudios de evaluación de prospectos, geofísicos - geotécnicos estudios de VCDSE, los cuales se encuentran documentados en el Informe de Evaluación Campo Esah (PEP-DG-SAPEP-GCR-991-2018). Se presentó el informe de evaluación en junio 2018 y PEP presentó la declaratoria decomercialidad el 17 de mayo de 2018.

La Asignación en comento se localiza en aguas territoriales del Golfo de México a 92.2 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche en un tirante de agua de 68 m. La ubicación de la Asignación se muestra en la Figura 1. Por lo que respecta a la profundidad para extracción de esta Asignación, las actividades podrán realizarse en todas las formaciones geológicas. Los datos generales de la Asignación se muestran en la Tabla 1.

Asignatario Pemex Exploración y Producción

Nombre de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah)

Estado y municipio Aguas territoriales del Golfo de México

Área de la Asignación (km2) 886.44326

Fecha de emisión de la Asignación 27/08/2014

Fecha de Última Modificación 18/12/2017

Vigencia 22 años a partir del 27 de agosto de 2017

Tipo de Asignación Exploración y Extracción de Hidrocarburos

Profundidad para extracción Todas las formaciones geológicas

Yacimientos y/o Campos Esah (Cretácico y Jurásico), Onel, Toloc. Parcialmente lxtal, Batab y Manik

Colindancias 8.8 km de Onel-A y a 16.7 km de lxtal-8

Otras características Campo propuesto para desarrollo Tabla 1. Datos generales de la Asignación. (Fuente: CNH con información de PEP)

777

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Fig. 1 Ubicación de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah). (Fuente: CNH con información de PEP)

El área dentro de la Asignación que corresponde a Extracción cubre 36.29 km2. La Tabla 2, muestra los vértices que delimitan el área de extracción, de conformidad con los Criterios para determinar el Área de Extracción asociada a Áreas de Contractuales y de Asignación emitidos por la Comisión el 14 de junio de 2018 mediante Acuerdo CNH.E.35.002/18, mismo que fue publicado en el DOF el 20 de septiembre de 2018.

Vértice

1 2 3 4 5 6 7 8 9

10 11 12 13 14 15

Latitud Longitud Vértice Longitud Oeste

19º 18'00"N 92º29'00"W 16 19º 16'00"N 19º16'30"N 92º29'00"W 17 19º 16'00"N 19º16'30"N 92º28'30"W 18 19º 16'30"N 19º16'00"N 92º28'30"W 19 19º16'30"N 19º 16'00"N 92º28'00"W 20 19º17'00"N 19º 15'30"N 92º28'00"W 21 19º17'00"N

19º15'30"N 92º27'00"W 22 19º 16'30"N 19º15'00"N 92º27'00"W 23 19º 16'30"N 19º 15'00"N 92º24'30"W 24 19º17'00"N

19º15'30"N 92º24'30"W 25 19º 17'00"N 19º15'30"N 92º23'30"W 26 19º 17'30"N 19º15'00"N 92º23'30"W 27 19º17'30"N

19º 15'00"N 92º22'30"W 28 19º 18'00"N 19º15'30"N 92º22'30"W 29 19º 18'00"N 19º15'30"N 92º23'00"W

Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices correspondientes al área de Evaluación propuesta para el Campo Esah.

(Fuente: CNH con información de PEP).

Latitud Norte

92º23'00"W 92º23'30"W

92º23'30"W

92º24'30"W 92º24'30"W 92º25'00"W 92º25'00"W 92º25'30"W

92º25'30"W

92º26'00"W 92º26'00"W 92º27'00"W 92º27'00"W 92º29'00"W

•---- ----------- - - - - - ---

• - -

•-------------

Cabe hacer mención que las Actividades Petroleras materia del presente Dictamen deberán estar acotadas a dicha área conforme al Término y Condición Quinto, inciso C) del Titulo de Asignación; PEP podrá continuar realizando actividades de Exploración conforme al Plan de Exploración aprobado por esta Comisión en el resto del área de Asignación hasta la terminación del periodo adicional de Exploración.

11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación de lainformación

El proceso de evaluación técnica, economIca y dictamen del Plan de Desarrollo propuesto por PEP, involucró la participación de varias unidades administrativas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (Comisión), así Secretaria de Hacienda y Crédito Público (en adelante, Hacienda) y de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA).

La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0116/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO ASIGNACIÓN AE-0020-2M-OKOM-03 (Campo Esah) de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

Oficio PEP-DG­

SAPEP-GCR-2639-2018

04/1212018

Oficio PEP-DG­

SAPEP-GCR-2662-2018

06/1212018

Oficio 250 782/2018

1211212018

CNH -ASEA (20/1212018) Sistema de Administraci0n de

Riesgos

OflCIO PEP-DG­

SAPEP-GCR-2749-2018

17/1212018

Oficio 250.828/2018

18/1212018

Oficio 250 845/2018

21/1212018

SHCP-CNH Opinión al Punto de Medición

Oficio No 352-A-172 19/1212018

Fig. 2. Diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resoluciónj((Fu�nt� C

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CNH Preaentaclón

al Órgano de Gobierno

15/01/2019

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111. Criterios de evaluación utilizados

En atención al Título de Asignación el plazo para la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracciónserá de 1 año contado a partir de la declaración de cualquier Descubrimiento Comercial, con base en loanterior, se verificó que el Plan de Desarrollo propuesto por PEP fuera congruente y diera cumplimiento alartículo 44 fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permitamaximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismosde medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

Aunado a lo anterior, la Comisión consideró las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de ÓrganosReguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y los principios y criterios contenidos en losartículos 7 y 8 de los "LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación ysupervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad delconjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos en el Plan de Desarrollo.

Asimismo, se realizó el análisis de la información considerando los requisitos establecidos en los artículos7, 8, fracción 11, 11, 12, fracción 11, 19, 20, y el Anexo 11 de los Lineamientos. Adicionalmente, el Plan deDesarrollo se realizó el estudio de la propuesta de Plan de Desarrollo al amparo de las consideraciones establecidas en los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH) así comorespecto de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en laexploración y extracción de hidrocarburos (Disposiciones para el aprovechamiento de gas).

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

a) Características Generales

Las principales características geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos del campo Esah semuestran en la Tabla 3.

4,296.5

Porosidad (%) y tipo 9.8, intergranular, intercristalina,vu ular en microfracturas

6.1, intercristalina, vugular yen fracturas

Viscosidad cP38.1 20.7

0.308 / 9 8.15/916.51.805 1.089

327.22 50.43

611.1 744.1611.1 744.1

2, 11 O.SO resión 12,331.58Tabla 3. Características generales de los horizontes del campo Esah.

(Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

Los volúmenes originales de aceite y gas de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah), se �77muestran en la Tabla 4.

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Horizonte Volumen original

Aceite (MMb) Gas natural (MMMpc)

Esah-Jurásico 124.00 196.08

Esah-Cretácico 292.00 40.66

Total Esah 416.00 236.74 . .

Tabla 4. Volumenes ongmales de aceite y gas.

(Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

b) Plan de Desarrollo para la Extracción

Con base en la información remitida por el Asignatario se precisa que se presentaron 5 alternativas analizadas para el Plan de Desarrollo, cuyos pronósticos de producción se observan en la Figura 3. Dichas alternativas consisten en lo siguiente:

Alternativa 1

(1) Plataforma de perforación tipo estructura ligera marina con equipo de perforación Autoelevable,enviando la producción por un oleogasoducto de 16" 0 x 8.8 km hacia la plataforma Onel-A; cuatro pozosproductores en los yacimientos BKS y JSK con terminación doble y dos pozos productores en el yacimientoBKS con terminación sencilla. Se consideran pozos con doble aparejo de producción y producción inicialmenor o igual al gasto critico en todos los pozos.

Alternativa 2 (alternativa seleccionada)

(1) Plataforma de perforación tipo estructura ligera marina con equipo de perforación Autoelevable,enviando la producción por un oleogasoducto de 16" 0 x 8.8 km hacia la plataforma Onel-A; cuatro pozosproductores en los yacimientos BKS y JSK con terminación doble y dos pozos productores en el yacimientoBKS con terminación sencilla. Se consideran pozos con doble aparejo de producción, la producción inicialmenor al gasto critico en los pozos con objetivo BKS y gasto de aceite mayor al gasto critico en los pozoscon objetivo JSK por un tiempo menor al calculado para la irrupción de agua por conificación.

Alternativa 3

(1) Plataforma de perforación tipo estructura ligera marina con equipo de perforación Autoelevable,enviando la producción por un oleogasoducto de 16" 0 x 8.8 km hacia la plataforma Onel-A; cuatro pozosproductores en los yacimientos BKS y JSK con terminación doble y dos pozos productores en el yacimientoBKS con terminación sencilla. Se consideran pozos con doble aparejo de producción y un plateau deproducción.

Alternativa 4

(1) Plataforma de perforación tipo estructura ligera marina con equipo de perforación Autoelevable,enviando la producción por un oleogasoducto de 16" 0 x 8.8 km hacia la plataforma Onel-A; seis pozos

� productores en el yacimiento BKS y tres pozos productores en el yacimiento JSK con terminación sencilla.Se consideran la producción inicial menor al gasto crítico en los pozos con objetivo BKS y gasto de aceitemayor al gasto critico en los pozos con objetivo JSK por un tiempo menor al calculado para la irrupción deagua por conificación.

(1) Plataforma de perforación tipo estructura ligera marina con equipo de perforación Autoelevable,enviando la producción por un oleogasoducto de 16" 0 x 8.8 km hacia la plataforma Onel-A; seis pozos t productores en el yacimiento BKS y tres pozos productores en el yacimiento JSK con terminación sencilla.Se considera la producción inicial menor al gasto c�r ambos yacimi

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Es importante aclarar que en todas las alternativas de producción el volumen recuperado del yacimiento Cretácico es igual a la reserva certificada 2018, sin embargo, el volumen recuperado del yacimiento Jurásico depende del tiempo de producción en el yacimiento Cretácico, lo anterior debido a que a partir de julio de 2034 se abate la producción del yacimiento Cretácico y se cierra el Jurásico debido a que los análisis hidráulicos indican que ya no es posible sostener flujo estable por debajo de 5,000 bd.

30

25

20

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10

5

o 2019 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 2039

Ario -Alternativa 1 - 95.6 MMb I-Alternat1va 2 - 100 MMb I Alternativa 3 - 95 76 MMb

Alternativa 4 - 100.99 MMb -Alternativa 5- 98 42 MMbFig. 3. Análisis de alternativas de producción de aceite para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah).

Rectángulo rojo: alternativa seleccionada. (Fuente: PEP)

Derivado de los pronósticos de producción asociado a las alternativas de desarrollo analizadas, el Asignatario presenta las siguientes evaluaciones económicas:

Alternativa 2 Características Alternativa 1 (Alternativa Alternativa 3 Alternativa 4 Alternativa 5

seleccionada l Metas Físicas {Número} Perforación de pozos de 5 5 5 8 8 desarrollo Recuperación de pozos exploratorios In tervenciones mayores a pozos 4 4 4 o

Reparaciones menores 46 46 47 50 50 Estructuras Marinas 1 1 1 1 1 Duetos 1 1 1 1 1 Producción Aceite (MMb) 95.6 100 95.76 100.99 98.42 Gas (MMM�c} 37.66 44.62 37.98 46.21 42.15 Gastos de operación 344.09 362.49 344.81 366.65 355.91 (MMusd) Inversiones (MMusd) 482.22 482.35 483.91 598.38 593.99 Indicadores

777 económicos VPN Al (MMusd) 2,586.10 2,799.12 2,559.55 2,542.97 2,370.08 VPN DI (MMusd) 608.1 684.78 597.33 542.3 490.65 VPI (MMusd) 355.45 355.86 356.64 426.75 424.93

#1 VPNNPI Al (usd/usd) 7.28 7.87 7.18 5.96 5.58 VPNNPI DI (usd/usd) 1.71 1.92 1.67 1.27 1.13

1 8

iulJp 4

Plataforma Plataforma tipo Plataforma tipo estructura estructura ligera tipo estructura Plataforma tipo Plataforma tipo

ligera marina marina ligera marina estructura ligera estructura ligera

(ELM) (ELM) (ELM) marina (ELM) marina (ELM) Tecnologías 4 productores 4 productores 4 productores 6 productores 6 productores

multiformación multiformación multiformación sencillos (BKS) sencillos (BKS) 3 productores 3 productores 2 productores 2 productores 2 productores .

sencillos sencillos sencillos sencillos (JSK) sencillos (JSK)

Tabla 5. Características de las alternativas de explotación para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah).(Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

Como se puede observar en la Tabla 5, la opción que presenta una mayor promesa de VPN a decir del Asignatario es la alternativa 2, el cual sería de 684.78 millones de dólares (MMusd) y una relación VPNNPI de 7.87 usd/usd antes de impuestos.

La proyección del Plan de Desarrollo para el periodo 2018-2035 plantea una inversión denominada estratégica de $482.35 MMusd sumados a una inversión operacional de $362.5 MMusd lo que resulta en erogaciones totales de $1,143 MMusd. Adicionalmente, se considera un monto de $297.65 MMusd correspondiente al concepto de otros egresos asociados al mantenimiento y abandono de infraestructura existente del campo Esah.

Dicho lo anterior se precisa que, por consiguiente, la alternativa 2 asociada al Plan de Desarrollo contemplaría la perforación y terminación de 5 pozos, la recuperación del pozo exploratorio Esah-1, la construcción e instalación de una plataforma que será denominada Esah-A de tipo octápodo con capacidad de hasta 9 pozos, así como la construcción e instalación de un oleogasoducto de 16" 0 x 8.8 km de Esah­A hacia Onel-A.

c) Análisis técnico de la solicitud del Plan de Desarrollo

Con base en la información remitida por Pemex PEP se procedió al análisis del comportamiento esperado de presión-producción del campo Esah como se muestra en la Figura 4 para el periodo 2019-2034, donde se precisa lo siguiente:

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N N N N N N N N N N N

Producción de aceite promedio/pozos [Mbpd] -- Producción de Aceite [Mbpd]

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- Producción de Gas [MMpcd] -- Número de pozos 7 7 7 Presión BKS [Kg/cm2] Á Presión JSK (Kg/cm2) --���� Jhgu,a. 4. Comportam;enro de p,es;ón y produ

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i. El inicio de producción del campo se tiene contemplada para noviembre del 2019 con la recuperacióndel pozo Esah-1. Asimismo, se señala que la tasa máxima de producción de aceite será de 27.50Mbd en el año 2022 con 6 pozos operando.

Derivado de la explotación de los horizontes, la caída de presión es considerable al disminuir de 611 a 480 kg/cm2 en un periodo de 4 años, por lo cual se infiere que el soporte de presión del sistema es limitado. Toda vez que existe carencia de historia de presión y producción, del yacimiento, para poder determinar con mayor exactitud las características del mecanismo de empuje al que está sometido éste, se procedió al análisis de la caída de presión por unidad y volumen recuperado, expresado en términos de factor de recuperación como se muestra en la Figura 5.

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o 10 20 30

Factor de Recuperación, Fr, %

_.,_ Acuífero - Expansión Roca Fluido

Expansión del Casquete de Gas - Drene Grav1tacional

• Esah-BKS

40 50

- Gas en Solución

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60

Figura. 5. Mecanismos de empuje para los horizontes de edad Jurásica (JSK) y Cretácica (BKS) de la AsignaciónAE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah). (Fuente: PEP)

Como se pude observar, el aporte de energía a los horizontes estará gobernado por dos mecanismos principales; el primero correspondiente al soporte de presión de un acuífero en el horizonte Jurásico (JSK), que aportará un factor de recuperación aproximado del 17% y el segundo que responde a la presencia de un drene gravitacional en el horizonte Cretácico (BKS) que coadyuvará a obtener un factor de recuperación final del 26.8%, lo que equivale a un volumen de aceite pronosticado a ser producido de 78.70 MMb del horizonte Cretácico y 21.30 MMb del horizonte Jurásico, así como 10.96 MMMpc de gas del horizonte Cretácico y 33.65 MMMpc del horizonte Jurásico.

ii. Como resultado del ritmo de producción y el decaimiento de la presión en el yacimiento, elcomportamiento de la producción declina dado que se pronostica que el sistema no pueda soportar pormayor tiempo el ritmo de vaciamiento al que está sometido y éste presentaría una relación de cambioconstante por unidad de tiempo a partir de 2024 hasta el año 2034 en el que se estima el cierre total de 7 77 los pozos productores por llegar al limite económico de estos como

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30 •Esah BKS

25 Esah JSK

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Fig. 6. Producción de aceite para los horizontes de edad Cretácica (BKS) y Jurásica (JSK)(Fuente: PEP)

■Esah BKS

Esah JSK

a, o N N (') st '° CD ,-. (1() a, o ..... N (') st '° CD ,-. (1() ..... N N N N N N N N N (') (') (') (') (') (') (') (') (')

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Figura. 7. Producción de gas para los horizontes de edad Cretácica (BKS) y Jurásica (JSK)(Fuente: PEP)

a, (') o N

iii. Derivado que la presión del yacimiento se estima no descienda por debajo de la presión de saturación(50.43 kg/cm2 en Cretácico y 327.20 kg/cm2 en Jurásico) a lo largo de su vida productiva, sepronostica una relación gas aceite (RGA) constante, por lo cual, el gas que se tenga que manejar ensuperficie será el gas asociado que se libere en la infraestructura de producción, recolección ymanejo.

En consonancia con lo anterior y con base en los pronósticos de producción, así como de la capacidad de manejo de la producción del campo Esah por medio del dueto de 16" de diámetro es de 50,000 bd de líquido, se puede observar en la Figura 8 que se tiene capacidad de transporte suficiente para la corriente de fluidos a ser transportados de forma multifásica.

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7 7 7

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Capacidad de manejo 60 60

50 50

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2019 2024 2029 2034

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2039

--Aceite --Líquidos --Capacidad de dueto --Agua --Fw% -Gas

Figura. 8. Capacidad de manejo para la AsignaciónAE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah). (Fuente: PEP)

Con base en la información de campos mexicanos, se realizó la búsqueda de campos análogos para los horizontes productivos del campo Esah, siendo Jurásico (JSK) y Cretácico (BKS) mismos que se observan en la Figura 9.

50 00%

4500%

40 00%

3500%

30 .00%

2500%

20 00%

15.00%

10 00%

500%

0 00% Abkatún

Campos análogos - Factor de recuperación

Nohoch Esah Al Shaheen Arenque Halfdan ldd El Sharg1 Prirazlom North Dome

Fig. 9. Comparativa de factores de recuperación proyectados (Fuente: base de datos técnica). La línea punteada

I,ep,e,enla el pcomed;o aritmét;co de r ::or de facto, de racu�� lt

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Con el objeto de determinar si el Asignatario propone un Plan de Desarrollo del campo Esah procurando la maximización del factor de recuperación, la CNH realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y propiedades similares a las del campo Esah. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran costa afuera con propiedades similares. En la Tabla 6 se muestran las características y utilizadas para la selección de los campos análogos:

Característica

Tipo de hidrocarburo

Densidad (ºAPI)

Tipo de litología

Ubicación

Descripción

Aceite

15 - 40

Carbonatos

Costa afuera Tabla 6. Criterios de selección del análogo y características del Campo Esah (Fuente: base de datos técnica

consultada por CNH)

A continuación, en las Tablas 7 y 8, se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.

Expansión Abkatún Dolomitas Aceite 28 Bombeo roca-fluidos, México Neumático drenaje

gravitacional.

Al Calizas Bombeo Expansión de Aceite 30 casquete de Qatar

Shaheen margosas Neumático gas

Arengue Calizas Aceite 22 S/1 Expansión México dolomitizadas roca-fluidos

Halfdan Yeso Aceite 30 S/1 Expansión Dinamarca roca-fluidosldd El Bombeo Expansión

Shargi Calizas Aceite 27 Neumático- roca-fluidos, Qatar North margosas Bombeo acuífero Dome electrocentrífugo inactivo

Expansión

Prirazlom Calizas Aceite 22.2 S/1 roca-fluidos, Rusia acuífero inactivo

Tabla 7. Campos análogos y sus características (Fuente: base de datos técnica consultada por CNH)

Abkatún Inyección de agua continua 45.2 % 55 productores 11 inyectores 777

Inyección de agua continua, AIShaheen

reciclaje de gas, agua 25% 160 productores alternando gas (WAG) 25 inyectores

iin miscible

�� 0

U

Arengue Inyección de agua 17.1 % 20 productores 2 inyectores

Halfdan Inyección de agua continua 39.2 % 53 productores 28 inyectores

ldd El Shargi Inyección de agua continua, 23 % 100 productores North Dome reciclaje de gas 20 inyectores

Prirazlom Inyección de agua continua 33.73 % 19 productores 16 inyectores

Tabla B. Campos análogos y sus características (Fuente: base de datos técnica consultada por CNH)

Por consiguiente, de los análisis antes expuestos con base en la información proporcionada por PEP, el Plan de Desarrollo prevé la utilización de métodos y procesos adecuados para maximizar el Factor de Recuperación en condiciones económicamente viables, en términos del artículo 44 fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y del artículo 7, fracción 11 de los Lineamientos.

No obstante lo anterior, es posible observar que en la estrategia de explotación del yacimiento de edad Jurásica de Esah, se contempla una estrategia que representa un área de oportunidad para la delineación de una estrategia de explotación la cual apunta a aumentar los gastos pronosticados para el desarrollo del horizonte en comento. Como se puede observar en la Figura 10, se tiene una prueba de presión la cual ha sido diagnosticada como flujo esférico (pendiente de -1/4 de unidad) en las primeras horas transcurridas de los datos de presión, lo cual se interpreta como penetración parcial del yacimiento. Dicha condición genera un daño al yacimiento, dado que la longitud del intervalo disparado es menor que la longitud del horizonte productor (esquematizado en Figura 11) acrecentando las caídas de presión al producir el yacimiento, teniendo el riesgo de que lo anterior incremente el contraste de las fuerzas viscosas durante la producción regular, pudiendo repercutir en tiempos prematuros de producción de agua durante la explotación del yacimiento.

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Figura. 1 O. Interpretación de prueba de presión en gráfica de diagnóstico log-log (Izquierda) y gráfica cartesiana (Derecha). AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah). (Fuente: PEP)

Así mismo, se señala que PEP contempla como estrategia de explotación del campo Esah-Jurásico disparar 30 m a partir de la cima del yacimiento para los pozos de desarrollo en dicho horizonte geológico como se indica a continuación en la Figura 11:

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777

30 m

145

130m

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5

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Figura. 11. Estrategia de explotación para el horizonte Jurásico (JSK) AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah). (Fuente: PEP)

La estrategia de explotación contempla el disparo (conexión yacimiento-pozo) del 17% (localización Esah-11) al 27% (Localización Esah-24) del horizonte geológico Jurásico por encima del Contacto Agua Aceite(CAA) interpretado por PEP, por lo que se recomienda al Asignatario optimizar la terminación con el objetivode incrementar el índice de productividad del yacimiento a través de la maximizacíón del contactoyacimiento - pozo, lo cual podría repercutir en el incremento del factor de recuperación último del horizonteJurásico. Así mismo, en aras de reducir la incertidumbre de la posible invasión de agua a los pozos en elpresente horizonte geológico, se sugiere al Asignatario elabore modelos de fracturas del yacimiento comolos modelos de redes de fracturas discretas, los cuales apuntan a elevar el conocimiento del subsuelo conla caracterización de los yacimientos naturalmente fracturados, en el interés de optimizar a través delconocimiento del subsuelo, la estrategia de terminación de los pozos del horizonte Jurásico.

d) Análisis Económico

Con fundamento en el artículo 11 de los Lineamientos, los Planes de Extracción deben contar con un análisis técnico económico que sustente la maximización del valor de los hidrocarburos a lo largo de la vida de los yacimientos o campos en condiciones económicamente viables, y la selección de las mejores prácticas de la industria.

En ese sentido, el detalle requerido se establece en los artículos 9, fracción 11, 20, fracción V y Anexo 11, Guía para los Planes de Desarrollo de Hidrocarburos de los Lineamientos.

Así, la aprobación del Plan de Desarrollo considera un análisis económico respecto de los siguientes conceptos:

a) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de aprobación al Plan de Desarrollo para

la Extracción.

b) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de

aprobación al Plan de Desarrollo para la Extracción.

c) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de aprobación al Plan e Desarrollo

Extracción.

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Lo anterior, con base en lo establecido en los numerales 1.6.3 y 1.6.7, de la sección 2. Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, de la Guía para los Planes de Desarrollo de Hidrocarburos (Anexo 11 de los Lineamientos).

Es así como, en cumplimiento al mandato legal establecido, a continuación, se presentan los resultados del Análisis económico. Al respecto, se destaca la observancia de la viabilidad económica del proyecto presentado en el Plan de Desarrollo, a través de la información referente al Programa de Inversiones e indicadores económicos.

e) Programa de Inversiones

De conformidad con lo establecido en los Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamientos de la SHCP), el Asignatario presentó la información necesaria que permite clasificar las inversiones programadas por Actividad y Sub-Actividad, tal como se muestra en las Figuras 12, 13, y 14.

General 44%

Construcción Instalaciones

16%

Intervención de Pozos

2%

*La Gráfica considera únicamente inversiones y gastos operativos

JI Figura 12. Distribución del Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera: Desarrollo (Total $525MMUSD1)

777

1 Millones de dólares de los Estados Unidos t

Duetos 2°1

0

General 54%

Operación de instalaciones de

producción 5%

*La Gráfica considera únicamente inversiones y gastos operativosFigura 13. Distribución del Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera: Producción (Total $275MMUSD)

Desmantelamiento de

Instalaciones

100%

*La Gráfica considera únicamente inversiones y gastos operativosFigura 14. Distribución del Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera: Abandono (Total $45MMUSD)

Actividad Sub-Actividad Total

($MMUSDl

Construcción Instalaciones $84.40

Intervención de Pozos $10.20 Desarrollo

Perforación de pozos $199.00

General $231.00

Intervención de Pozos $108.60

Producción Operación de instalaciones de producción $14.70

General $147.30

Duetos $4.50

Abandono Desmantelamiento,,� lncc-· "'laciones JI $45.20

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777

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Total, inversiones y gastos operativos*

Otros e resos2 $297.82

Total* $1,143 *Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo

Tabla 9. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera

a) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud

Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente con las actividades propuestas y estuviera presentada de conformidad con lo establecido en los Lineamientos de la SHCP.

f) Evaluación Económica

El Asignatario presentó la evaluación económica correspondiente al proyecto propuesto en su solicitud. Al considerar los perfiles de producción, costos e inversiones para la alternativa de desarrollo seleccionada por el Asignatario, esta Dirección General de Estadistica y Evaluación Económica (DGEEE) obtiene los siguientes resultados de la evaluación económica. En ella, se consideró un precio de 60 dólares por barril y 4.13 dólares por cada millón de BTU3

•

VPN (mmUSD)

TIR

VPI (mmUSD)

VPNNPI

$2,825

190%

7.94

$229

32%

$356

0.64

Tabla 10. Resultados de la evaluación económica

A partir del análisis correspondiente a los resultados de 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. El proyecto y alternativa seleccionada, es rentable antes y después de aplicado el régimen fiscal correspondiente.

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

La Asignación AE-0020-2M-Okom-03 Campo Esah actualmente considera la perforación de pozos con equipo de perforación autoelevable y aún no cuenta con infraestructura propia para el manejo de los hidrocarburos, por lo que derivado de esto, se contempla la instalación de una estructura ligera marina denominada Esah-A, la cual manejará 27 .5 Mbd de aceite y 13.13 MMpcd de gas como producción máxima en el año 2022, resaltando que la determinación de los volúmenes y calidades de los hidrocarburos se realizará a través de una metodología de prorrateo la cual considera como su principal elemento de sustento las mediciones a realizar durante el trayecto de la corriente de los hidrocarburos desde pozo hasta los Puntos de Medición.

Derivado de la solicitud de Plan de Desarrollo de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 Campo Esah y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 28 42, 43 y 44, de los L TMMH, la Dirección General 7-r7 de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Asignatario, con la

·­•-

1· finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se identifica la siguiente propuesta evaluada:

La Asignación actualmente pasará de exploración a extracción encontrándose ubicada costa afuera y no contando con infraestructura propia para el manejo de los hidrocarburos, por lo que PEP contempla la instalación de una estructura ligera marina denominada Esah-A la cual contará con equipo autoelevable para perforación de hasta 9 pozos, así como la instalación de un oleogasoducto de 16" x 8.8 km para conectar la Asignación con infraestructura que ya existe en otras asignaciones para ser transportada hacia las instalaciones de proceso y acondicionamiento (CP-Abkatún-D, CP-Abkatún-A y CP-Pol-A) para su posterior envío hacia los Puntos de Medición.

Para lo anterior y de acuerdo a la filosofía de operación manifestada, se contará con un sistema de recolección el cual iniciará con el cabezal de producción y se enviará la producción a través del oleogasoducto de 16"x 8.8 km hacia la plataforma Onel-A y posteriormente a la plataforma de producción lxtal-A, donde se unirá con otras corrientes provenientes de otras asignaciones (lxtal, Manik y Onel) en la cual se instalará un separador remoto a futuro acorde con lo presentado en el Plan de Desarrollo correspondiente al campo lxtal, teniendo en esta plataforma medición referencial para el Gas y Petróleo.

Una vez que los hidrocarburos son separados estos son enviados por líneas separadas a los Centros de Proceso Abkatun-D (Gas) por un gasoducto de 24" x 18 km y Abkatun-A (aceite) por oleoducto de 30" x 21 km en donde el aceite entrará en una segunda etapa de separación para lo cual una vez separado se cuenta con medición referencial para el Petróleo y Gas, el petróleo separado será bombeado a la plataforma Poi-A y posterior a esto será transportado por la línea 3 {oleoducto) 36" x 138.8 km hacia la Terminal Marítima de Dos Bocas para su estabilización, deshidratación y bombeo (Figura 15).

En cuanto al Gas y una vez separado en las diferentes etapas descritas anteriormente se enviará del Centro de Proceso Abkatun-A hacia el Centro de Proceso Poi-A por el gasoducto de 36" x11.3 km y transportado a tierra al Centro de Proceso y Transporte de Gas (CPTG) Atasta para su posterior envío y cuantificación en los Puntos de Medición (Figura 15), concluyendo con esto, 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 AE-0020-2M-Okom-03 Campo Esah.

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Por lo que en complemento de lo anterior PEP realiza la siguiente propuesta para los Puntos de Medición

para el Petróleo, Gas y Condensado de la Asignación:

Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Petróleo PEP manifiesta que una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de la Terminal Marítima de Dos Bocas para su exportación o bien al Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas, y son asignados mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan de Desarrollohacia la Asignación.

Medición Gas Natural

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Gas PEP manifiesta que una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de los Centro de Distribución de Gas Marino 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 PEP propone que estos serán determinados de dos maneras, una teórica sustentada a través del estándar API MPMS 14.5 y GPA 2145 para lo cual utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado en las zonas marinas antes de su envío para proceso a las instalaciones de tierra, donde son recuperados los Condensados líquidos para su envío a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Gas Cactus y Nuevo Pemex.

CP Abk-D CP Poi-A Terminal Marítima

Dos Bocas

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CP Abll-A 1 .. 1 1

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Medición Operacional

Medic,on de Transferencia

J Medición de Referencia

Medición Fiscal

Figura 16.- Diagrama General del manejo de Aceite del Campo Esah. Fuente PEP JI

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777

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CP Abkatun-A

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Figura 17.- Diagrama General del manejo de Gas y Condensado del Campo Esah. 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 JjMedición para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 Campo Esah se llevó a cabo la siguiente evaluación: ,¡

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'ltnab•Nm•

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ropamasoe lmplementKión de los Pn�sentó un cronograma p..iu1 la implemen1ac1ón de los

MKJnismos de Todos aquellos pqramas o meunlsmos de medidón de los s,stetNs nuevos a

9 42,fr-Kt16nVII Mtdiaóo 'f de las cron01�as que den cumplimiento a SI

instalar aftadiendo actlvl�es deulladu como Prt!sent.tos de acuerdo con el PfOlrilrNI lnnaladones de la lmplementacjón total de 10$ Documentación e ln1enlerla, Ucitaaón, Proa;,-. en1re1.ldo

producción que Influyen meunlsmm de medición conllruetión, Transpon.e e Instalación e lntercane1d6n en la medición de los y puesta en mardu11

.. , .. __ .... ,._ Se deberjdM cumpl1mlento al capítulo VI de los LfMMH. V w

df:bf:rin repo,t;ar k)s vailores de LA lnc.enidumbre de los slstem.s de medidón tipo 1ncert1dumbre u11mitda para IOI

s1uemas de medición que conformen llJal, referencial yde transfuenoa de la Mi1nac:ión AE

Presentar de KIH!rdo at PtOltilf'N de i1Ct1V1dades lncenidumbre de 002().ZM Okom-03 campo Euh, \erM'I los mhmos qu11 10 42, ff'KtlónVIII medida

ti MeQnl'"10 de Medición de la SI fueron presentados en la Resolución CNH E.30 003/18

pani el cllculo de lncenldumbre de los Puntos de AMsnadón, lnduyendo los Medidón

presupuestos de lnunidumbre y del plan de des..,rrollo para la exuKdón de la

e'll1denoa de la lnitabtlldad de los Hlp,adónA•0Ujl).2M•Campo-hct.'6

MstemH de medjdón correspondjentes como sopone

Presentar IH 1n'llers1ones económ1cas r-elaoon.c:IH con lu act1vld.tdt!s de Implementación, main1eNm1ento y

Presentó un protDma de ln'llt!n1ones donde se .se1ur.amlento de la medición

e1ot1man las in'llenio,;es y conos de operaaón par.a las 11 42.f�lónlX Evahnclón econórNc. dur.ante el Plan de Oe�llo, las SI S,n observaoón

cualH rendrin como flnahdad el dar K11'11idades relaaonadas a la medjdón de

cumpllfflfento a los Villoru de hldroarburos

Incertidumbre e-st.1bleddos en los LTMMH

D PfoCnml de lmplemen1.10ón de l.1 bitkora de re¡:jnro de tos �stemas de medidón Upo f,SC-ill,

referendal y de tr-..nsferencl1 de la as11Ndón AE·00.20-Se deberj entre1ar el procrama y documento,

2M-Okom-03 e.ampo Esah serall los m1smos que fueron Proe�1de Deberi dar cumplimiento al wdculo 7,

presentadm en h1 Resolución CNH.E.30 003/11 del plan ambos Ktu1l1,ados de la implementKión de las

11 42. fracción X lmptementxlón de la frxción IV anlculo 10. anlculo 42 SI de desarrollo par.a 11 t!lltracc,ón de la 1sl1naclón A·0160 KtMd.ades enfocad.u 11 cumpl!mlento de los

81t.kon1 de re1l1otro fr.Kdón X , .uútulo SO Amrulos 7, f,-:c.1ón IV anc:ulo 10. anlculo 42 2M•Clmpo•hctal Una vei !nidada la operación del

fro1CC1ón X, anc:ulo SO de los UMMH ampo se lmplementM;i el prQ1r.1ma de la bllKOra d@ re1istro de los sis1em.n de medición 1/po opef'Klonal

@n la 1:111naa6ft

El pr01rama de di�nosucos de los llstemas de med1aón t,po fiscal, rererenaal y de tranderenaa de

St! deber.in presenta, los procr.amn de Pr01r.amade la .asl1naaón AE.Q020.2M-Oltom•OJ campo Euh se fin

ll 42.frxdónXI dl;i¡n0Stjcos

CumpllfNen10 al anlal:lo sa SI los fNsmos que rueron presen�s en 11 "-e,oludón d111nost1cos referentu a la med1a6n operxional

CNH.E.lO 003/lldel plan de de.a,ro110 p� la a.wh

utrxdón de la asla,,aaón A-0Ui0•2M-Clmpo•latal

Se tendr"1 que lnclulr cen1licado1o, reconodmlentos, evldenaas que

En el as.o de las e\11df'no.as de las competenaas deffl41Ut� qut In mmpett.ndn

técnicas del ,espon�le ofldal v del personal s.on acordes con los s,nerri.s de

ln'lloluCRdo en la medición de hldroatburos, p.1r.a el Oeberj presenu, un PfOp-.ama de capaot'IClón

,. 42.frKaónXU C.ompetendas t�cnlus nwd106n 1n,.u1lados o a instalar

cas.o dt! la as1anaoón AE.Q020-2M•Okom.03 ampo del penonal par.a a<twlitadón de conoam,entos

Ad1aon.1lmen1e se debe indu1r el Esah, serin los mnmos que fueron presen� en l.a apUcado PM.I k>I aftos 2018 en M:lel.1n1e en wanto

Ofl�l¡:rama y CV s del pe.nona! Re�udón CNH E.l0.003/11 del plan de dew,roUo pa,a

se pansa en rn1rcha el sistem.._ ltwoluaado en la medkión • .a.si como

11 Hlrx(iÓn de la as,¡nadón A-Olli(HM·Campo-l1tal el proerarn1 corruponchente a

r-.:111c16n

lDs Indicadores de desempefto a Implementarse en la ll En cu.anto a los lncUudores de deiotmpel'to,se

medición de hidroc1rburos de la as11nación AE-0020-obll1.a al Oper.ldor Petrolero a loma, en cuenta

2M•Otom•03 campa Esilh, seriln los mismos que fueron con el c.umpllmlen10 en su total/dad con lo

Cumplimiento .a lo dbpuesto en ICK presentados en la Resolución CNH E.lO 003/lldel pl.tin es1jpul1do en los LTMMH para los 1nd1c.adores de

IS 42. ffllttlónXIII lndic.adoresM

lfticulos 10, 26. 27, 28. 29, 30. 31. 32 y Sl de des.arrollo p,,a ta exu.ac.ción de la a$i&nactón A-0160 desempel\o (10. 26, 27. 2.8, 29, 30, 31. 32 y 331 y 1sl

desempel'lo l3 2M-C.timpc>-1w:tal Una wz 1ntditda la operaoón del

como mantenertos actuallz.tdos, con la fin.1Udad

QmpG se lmplementaB el procrama de lnchc..dores de de obtener la map infonnac,ón que respalde y

deiotmpel'lo de los s1st@rn.ai de medición lipo dt!muesue el controt y deHmpei'lo de los

Instrumentos de confonn1dad con k, iutableodo �radon.al en la .asi1nao6n

en los LTMMK.

Se pres.entamn los datos de contKto del Rt!spon1able

Cumplimiento� aniculo 9, Ofk1al enarpdo de la comunjcadón vio compromete,

al Oper.ldo, con la Comisión, .aM como ,us ,. 42.fracdón IV Responsable ofidal

lnduyendo sus datos ¡ener.tiles como SI compete�as tecnlcas qu11 a'llal.an sus conodmiel"ltos s,n observación

e sel pueslo que ocupa en la empresa sobre tos 1-lstemas de medjoón p,opuestos para

y sus datos de contacto cuant1hc.a, 1■ PfodUCOón de h1droarburos de la

ASlsnadón

(n el Punto de Medldón y •n 11 Se present.won los di� de los Mstemas de

17 17 De las dt!ri'IIIOOMS medición de cninsferenaa no podrin

SI Mt!dldónl'n el Punto di' Mt!d1aón., en donde se S1nobserv.10ón instalarse den'IIIOOMS de tubena,

1dent1hca que no eiuuen den'IIK.lones ve11ficar en dlóllrama�

El Oper.ador Petrolero deberi El Operador Presento den110 de sus Puntos de

1anntlt.a, que la caUdad de los Medidón propuestos que lo que corresponde a calidad

Hidrocarburos se pueda determinar lt!rin 'llf!rificadas en laboratono conforme a

18 19. hxaón rv Cilhdld en el Punto de: Mt!d1dón, @n los SI Sin otKervac:ión tfrminos de lo estilbleado en el

norm.arnndad apllcabte y .ape1ad1 al AnHo II de los

wúculo 28 de los presentes LTMMH y de IO.tl'rdo con la 1nfonnad6n pre:untad.a en

Une..timlentos la res.oluoón de ap,obaCión de bct�

E1 Punto de Me:didón deberi ,nduh un c:omput.adot de flujo con las

Los s1scemas de medición propuestos lnduven 19 1.9, fracción V Computador de llu10

funciones de s.esuridad, operaU\las y SI c:omput�dores de flujo con capacidad de res1uardo de Sln oMervac:ión

filiw que no permlt.an alterxionu, asl como contar con la capacidad de

lnfoJmaclón

rescuard.ar la Información ,1

23 � !/ �/ J,,� j4

��

Presentar la descripción de las Aaualmente se cuenta con Telemeutaen los Punta, de

IJsternas telemetricos con que H Mediaón, w,, utj llevanda en prosr.ama de KtlvtdadH

"' l9, frKdón 111 Telemetril cuenten o bien los p,�fflft de SI 'flund• etapa de lmplemenuoón del Porul óe Sin observK16n xt,vj�es a reallH, pata conur con MDnnoreo PEP-CNH, para cumplu con lo est,pylada en

ellos el Artlt'Ulo l9 de los LTMNIH

Los ..esultactos de los Instrumentos de Se presentaron certifiado\ de aUbtxión de los Se deberin entrepr los pre\Ypuutos de

nw!dlda df'!beran tener 1ru1b1hdad 21 21 De lasreneralidadH

metrotóaica a patrones nx:.lonillH o SI lnnrumentas de medida enundando su tnz.abllldad Incertidumbre de 101, puntos de medición fiKill

lntemaclonalu me1rol6c10 una vu ac:tuall1ados

Los Puntos de Medición de los

Hidroarburos llquldm:, lnduyendo

patrones de referenoa los conden�dos. deberin enw

22 22 t,po tuben.t en el Punto d11,pUestos con un patrón de SI o s¡nobwrvadón de Medjdón referencia tipo tubería permarne En

Qsos e•cepoonalH, Patrones pon1t1IH

Cumphmlento a IM ffKtlones 1, 11 y 111 La med,aón del a,ua se realuara tomando una muestr.a

ddartlculo 23 Presentar la

23 23 De la medicjón del qua dl!Krlpdón del manejo del 11\1ª SI de hquldo lacelte•aaua) y se envtarS a labo,atono del Se deberMI entre1-.r la documentxlón

producida, asl como su med,ci6n, o Centro d@ Praceso Abk·A pilra la determlnadón del actualitada de los dispositivos para medir el i11Uil

calculo para el balance del Srea contenido de ll\lil y sedimentos

De la medición El Opemot" Petrolero podfa Justlfior

,. 24 mul11fj�a. frKdones 1, la uuhuc,ón de medidores

SI Na hay Jusflficadón par.a la med,dón mul11fjslu Sin otKervadón muluf6,cm en su S,,Mi de duarrotlo

11 y 111 para la E.xtracn6n

Presentar, l.a dew,pc;ton breve de los

pUntos de medio6n, 1,po y

VI 9 ane11a t 1UW1 de Mf'dm6n en pnH!bM de espeohaaones de medidor,

2S Incertidumbre asociada. y aliditd de SI o Sin observaaón planes pozo

las hldrOCilrburos, adicional la

ub1cx1ón en l;a que se entreprin al

comeroah1.ado, los hidrocarburos

Cabe resaltar que, de la información evaluada para la metodología de balance volumétrico de gas, PEP 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. El volumen de gas enviado a los quemadores ubicados en el CP-Abkatún-A-Temporal y CP-Abkatún-A-Compresión serán cuantificados mediante medidores ultrasónicos los cuales serán instalados en abril 2019. Para el caso del quemador instalado en el CP-Abkatún-D el volumen de gas se cuantifica con el medidor ultrasónico marca Sick actualmente instalado. El gas utilizado para autoconsumo (operación de sistema de control, instrumentación y seguridad de pozos) de la plataforma Esah-A será calculado mediante asignación aplicando el método de prorrateo.

Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición de la Asignación Esah, la Dirección General de Medición manifiesta que, PEP 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.

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 250.827/2018 de fecha 14 de diciembre de 2018, a lo cual mediante Oficio 352-A-172 con fecha del 19 de diciembre de 2018, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por PEP para el área de Asignación correspondiente, "siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatario: (i) permitan determinar el volumen y calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida, de conformidad con los lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos ... , y (ii) dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diversas, prevean la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corri¡Jes a

f} cada una de las Oreas de asignación o áreas con

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Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por PEP 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.

Obligaciones de PEP:

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

2. Dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición cuando se finalice con cada una de lasactividades relacionadas con la medición de los hidrocarburos presentadas por el Asignatario en elPlan de Desarrollo,

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

4. Los volumenes y calidades del Petróleo y Gas Natural a medir deberán ser reportados deconformidad con lo establecido en los formatos de los L TMMH y normatividad vigente. AsimismoPEP deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno.

5. PEP deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medición basado en la normaISO 10012, de conformidad con lo establecido en los L TMMH, el cual contendrá y resguardará lainformación 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 losautoconsumos y características de los equipos generadores de autoconsumos, así como de losequipos que bombean y miden el agua de inyección,

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

8. PEP deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acredite que elResponsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta administraciónde los Sistemas de Medición,

9. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Medición de loshidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción111 de los L TMMH,

1 O. PEP deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en laboratorio del Gas Natural � producido así como un análisis cromatográfico en el Punto de Medición para la determinación de la

calidad, mismo que deberá remitir a la Comisión como lo estipula el artículo 32 de los L TMMH, y

11. PEP deberá reportar la producción de condensados en el formato CNH_DGM_ VHP de los L TMMHtomando como base el estándar API MPMS 14.5 utilizando como insumo los resultados de análisiscromatográficos y volumen de gas cuantificado en el área de asignación. En el formato 7 7 7CNH_DGM_ VHPM de los L TMMH, PEP reportará los condensados líquidos medidos en el Punto deMedición, CPG Cactus y CPG Nuevo Pemex, que correspondan al área de asignación los cualespueden ser comparados con las condensados teóricos calculados en la mism área de asignación. �

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

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

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

Conclusiones:

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 Campo Esah 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 L TMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse. Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

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

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por PEP para el Plan deDesarrollo, con base en el 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 losrequisitos establecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos9, 19, 21, 22, 23, 25, fracciones 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.

ii. Se analizó la información proporcionada por PEP respecto a la Gestión y Gerencia de laMedición, concluyendo que cumple con los requisitos para el contenido integral del artículo44 de los L TMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en el artículo42 de los L TMMH.

iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismos 7-, 7son congruentes con el Plan de Desarrollo propuesto por PEP.

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de laSecretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de ./,'Ít Medición mediante el Oficio 250.827/2018 de fecha 14 de diciembre de 2018, a lo cual fue r atendido mediante oficio 352-A-

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fecha del 19

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en el "'j¡l

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respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por 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 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 PEP, 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 estipuladoen el artículo 46, se establece lo siguiente:

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

b. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemasde 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 enlas Figuras 2 y 3 del presente dictamen.

c. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbrey parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH para los Sistemasde Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación de lossistemas 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 deMedición, se propone aprobar los programas de los Diagnósticos presentados por parte dePEP, en términos del artículo 42, fracción XI de los L TMMH.

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignacióncampo Esah en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, PEP deberárealizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollopresentado, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio niconsiderar el Punto de Medición del Anexo 111 de los L TMMH.

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

h) Comercialización de Hidrocarburos 777

El Hidrocarburo producido en la Asignación será recolectado en el cabezal de producción, para ser enviado hacia la Plataforma lxtal-A, pasando previamente por la Plataforma Onel-A. Una vez arribando a la Plataforma lxtal-A, serán separadas las fases liquida y gaseosa. El gas separad�j será enviado a los módulos de compre□ alta ubicados �n�rment

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enviará hacia Abkatun-A por medio de un gasoducto de 36" 0 x 3.9 km, continuando su recorrido hacia el Centro Procesador de Gas Atasta, pasando previamente por la Plataforma Poi-A. Una vez arribando al CPG Atasta, el gas será comprimido y enviado al CPG de Ciudad Pemex y CPG Nuevo Pemex para su disposición final.

Es importante señalar que el gas que el vendedor entregue al comprador y/o inyecte directamente al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) deberá cumplir en todo momento con las especificaciones estipuladas en la NOM-001-SECRE-201 O, o cualquiera que la modifique o sustituya.

Por su parte, el aceite separado en lxtal-A es enviado a Abkatun-A junto a las corrientes de los campos Onel, lxtal y Manik en donde entrará a una segunda etapa de separación, completando así su manejo y acondicionamiento, posteriormente será medido y bombeado a la plataforma Poi­A, para finalmente arribar a la Terminal Marítima de Dos Bocas para su estabilización y disposición final.

El agua congénita separada y drenada en los tanques deshidratadores es inyectada a pozos inyectores en la Terminal Marítima de Dos Bocas con la finalidad de minimizar la descarga por medio del difusor marino. El proceso de tratamiento y comercialización de los fluidos se encuentra a cargo de la Gerencia de Operación de Transporte y Logística Primaria Marina.

i) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

PEP plantea como uno de los objetivos del Plan de Desarrollo presentado, maximizar el aprovechamiento de gas del campo Esah y comprimirlo para su envío a plantas procesadoras, así como cumplir con la Meta de 98% de Aprovechamiento de Gas (MAGt).

La meta de aprovechamiento de gas (MAGt), iniciará y mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2019, así mismo, no se tienen planeadas obras nuevas a realizar por parte de los Activos Integrales de Producción Bloque AS02 y AS03 para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03, ya que con la infraestructura existente se cuenta con la capacidad del manejo de la totalidad del gas producido, la cual dispone de un programa de mantenimiento preventivo y predictivo para mantener la confiabilidad y continuidad operativa de los equipos y sistemas de compresión en el Centro Procesador de Gas Atasta.

Referente a los proyectos requeridos para el manejo, aprovechamiento y conservación del gas natural asociado en años posteriores al 2019, no se requiere implementar de infraestructura adicional durante el ciclo de vida de la asignación, en la Figura 18, se muestra la capacidad instalada actual del orden de 240 MMpcd como equipo de compresión, y se observa que durante el periodo 2019-2034 la producción es manejable. En atención al artículo 39, fracción VII de la LORCME, la meta de aprovechamiento de gas (MAGt), iniciará y mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2019 hasta el año 2034, es decir, toda la vida productiva del campo Esah hasta llegar al cierre de los pozos por flujo inestable del campo. Dicho porcentaje, tal como manifiesta PEP se analizará con los indicadores de desempeño referidos dentro del Plan.

Derivado de lo anterior, al transferirse toda la producción de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 hacia la la Plataforma Onel-A, y posteriormente a la Plataforma lxtal-A en donde serán separadas las fases. De no realizarse el prorrateo mencionado, el aprovechamiento sería del 100%.

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Fig. 18. Capacidad instalada para el manejo del gas en el complejo Abkatún-O para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah). (Fuente: PEP)

Con base en lo establecido en las Disposiciones para el aprovechamiento de gas artículo 14, el cálculo de la MAG se estimó con la siguiente formula:

Dónde:

MAG : A + B + C + T x 100Gp + GA

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

Con base en la fórmula para el cálculo de la MAG, se muestra el ejemplo de la Asignación AE-0020-2M­Okom-03 (campo Esah) para el 2019:

MAG =rco.oo4+o+o+o.o46)l = 98.00'¾2019 (0.051+0)

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Actualmente el campo no cuenta con historia de producción, sin embargo, de acuerdo con el resultado de los pronósticos de producción se observa que la presión de yacimiento al finalizar la explotación del campo no alcanza la presión de saturación en ninguno de los dos horizontes (Jurásico de 327.22 kg/cm2 y Cretácico de 50.43 kg/cm2). La presión del yacimiento estimada al cierre del campo en Jurásico es de 390.6 kg/cm2 y en Cretácico de 438.4 kg/cm2

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Para que se alcance el valor máximo de RGA la producción tendría que pasar directamente de cabeza de pozo a condiciones de tanque. Por lo anterior

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sustanciales ni se alcanzará la presión de saturación en la explotación del campo Esah. A continuación, se indica la máxima relación gas aceite a la que podrán producir los pozos del campo Esah Tabla 11.

Formación Actual

AE-0020-2M-Okom-03 - Campo Esah 228.6

Tabla 11. Máxima Relación Gas Aceite a la que podrán producir los pozos para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah). (Fuente: PEP).

Resulta procedente autorizar que PEP utilice para autoconsumo los Hidrocarburos producidos para las Actividades Petroleras en los términos establecidos en el presente apartado. Lo anterior, con fundamento en el artículo 5 fracción I de las Disposiciones Técnicas.

En consecuencia, dicho programa de aprovechamiento se propone aprobar toda vez que fue estructurado conforme al contenido establecido en los artículos 4, fracciones 11 y IV, 11, 13, 14, fracción 11, 19 y 22 de las Disposiciones de aprovechamiento de gas natural, 7, fracción VII y artículo 8 fracción 11, inciso g) de los Lineamientos.

V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en laextracción y métricas de evaluación del Plan

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 31 fracciones VI y VIII de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la LORCME, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipo de actividadesejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 12.

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Tabla 12. Indicador de desempeño de las actividades a ejercer para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah).

(Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

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ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogacione� 'ercidasrespecto de las erogaciones contempladas

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Sub-actividad

Producción Intervención de Pozos

General Duetos

Desarrollo

vii. Construcción Instalaciones viii. Intervención de Pozos ix. Perforación de azos X. General

Abandono

xii. Desmantelamiento de Instalaciones Total, Inversión y gastos ooerativos Otros earesos Total

Programa de erogaciones

(MMUSD)

$108.60 $14.70

$147.30 $4.50

$84.40 $10.20

$199.00 $231.00

$45.2

$845 $297.82

$1,143

Erogaciones ejercidas (MMUSD)

Indicador Programa de Erogaciones / ejercidas

Tabla 13. Indicador de desempeño del Presupuesto Indicativo en función de las erogaciones ejercidas para la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah).

(Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas a la producción de hidrocarburosen la Asignación, misma que está condicionada al éxito de dichas actividades. La Comisión dará elseguimiento a la producción real de aceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de lasactividades.

El Asignatario deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución del Plan de Desarrollo, en los términos que establecen el

� artículo 43 de los Lineamientos, así como el artículo 24 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.

Cabe hacer mención que en términos del artículo 40 de los Lineamientos, la Comisión podrá evaluar y decidir si con base en la información derivada del seguimiento al Plan de Desarrollo para la Extracción Í,/ se requerirá la modificación a dicho Plan. P/

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VI. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah), 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 Plan.

En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, ASEA/UGI/DGGEERC/1456/2018 recibido en la Comisión el 20 de diciembre del 2018, la ASEA informa que:

"1.- La Asignación AE-0020-2M-Okom-03 se encuentra amparada en la autorización número: ASEA­PEM16001 C/AI0417, del Sistema de Administración del Regulado, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Subdirección de Aseguramiento Operativo de la Dirección de Exploración, con número de identificación: ASEA-PEM16001C/AI0417-13.

2.- Las actividades que tiene amparadas el Regulado en la autorización número ASEA-PEM16001C/AI0417 de su Sistema de Administración, para ser realizadas dentro de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03, durante el periodo adicional de Exploración son las siguientes:

Actividades Escenarios oropuestos 2017 2018 2019 Total Pozos Escenario Base o 1 o 1

Escenario Incremental o o o o

Consiste en la Perforación y Taponamiento del Pozo (Temporal o definitivo) prospecto exploratorio Yaaj-1

3.- derivado del análisis realizado a la información ingresada por la COMISIÓN, mediante oficio número 250.777/2018 de fecha de 1 O de diciembre de 2018, se identifican las siguientes actividades planteadas por el REGULADO, para ser realizadas dentro del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (campo Esah).

Actividad 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 Subtotal Recuperación 1 - - - - - - - - 1 Perforación 1 2 2 - - - - - - 5 Terminación 1 3 2 - - - - - - 6 Duetos 1 - - - - - - - - 1 Plataformas 1 - - - - - - - - 1 RMA - 2 2 - - - - - - 4 RME* - - 1 3 6 4 3 6 4 27 Taponamientos - - - - - - - - - -

Abandono•• - - - - - - - - - -

Continuación ...

Actividad 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 Total Recuoeración - - - - - - - - - 1 Perforación - - - - - - - - - 5 Terminación - - - - - - - - - 6 Duetos - - - - - - - - - 1 Plataformas - - - - - - - - - 1 RMA - - - - - - - - - 4 RME* 4 2 4 4 5 - - - - 46 Taponamientos - - - - - - 5 1 - 6 Abandono•• - - - - - - - .2 - 2

*Incluye RME en BKS y JSK ,,.__// ¿¡ .. Duetos y plataformas

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Por lo anteriormente expuesto, esta AGENCIA le hace de su conocimiento que, para efectos de encontrarse amparada en la autorización número: ASEA-PEM16001 C/AI0417, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah), el REGULADO deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente:

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

TERCERO: Previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con la aprobación de la COMISIÓN, la empresa productiva del estado subsidiaria de petróleos mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante la AGENCIA, la aprobación que la COMISIÓN en su momento le otorgue.

2.- ajustarse a lo establecido en artículo 26 de las disposiciones administrativas de carácter general que establece 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 (LINEAMIENTOS), ingresando ante la AGENCIA del trámite con homoclave ASEA-00-025 denominado "Aviso por modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado el sistema de administración", del registro Federal de trámites y servicios de la Comisión Federal de mejora regulatoria.

Aunado a lo anterior, cabe señalar que el REGULADO está obligado a dar cabal cumplimiento a los TÉRMINOS y RESUELVES establecidos en el oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, y en el oficio de modificación ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, así como a los demás documentos oficiales que se hayan emitido con relación a las Asignaciones de Extracción, Asignaciones de Exploración y Extracción y al Contrato, amparados en la autorización número ASEA-PEM16001 C/AI0417."

En adición a lo anterior la ASEA indicó en el Resolutivo 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 resolución con la aprobación que en su caso otorgue la COMISIÓN; para efectos de encontrarse amparadas por la autorización emitida por dicho órgano desconcentrado.

Cabe señalar que por Acuerdo CNH.E.07.001/18 el Órgano de Gobierno emitió el Criterio de Interpretación Administrativa que armoniza el contenido de los artículos 13, primer párrafo y 33, fracción V de los Lineamientos, en el cual se establece que basta con que los Operadores Petroleros acrediten haber iniciado el procedimiento respectivo ante la ASEA, con lo cual se daría por atendido el requisito contenido en el artículo 33, fracción V de los Lineamientos en cuanto a que el Dictamen técnico final incluya un programa de administración de riesgos aprobado.

Asimismo, dicho Criterio de Interpretación Administrativa reconoce que el artículo 13 de los Lineamientos, procura materializar el procedimiento de evaluación y aprobación con base en un esquema de autonomía técnica, operativa y de gestión de la Comisión, descrito en los artículos 3 y 22, fracción I de la LORCME, motivo por el cual se contempla la emisión de la presente Resolución sin perjuicio de la obligación del Asignatario de atender la Normativa emitida por otras Autoridades competent

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VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Con relación al programa de cumplimiento del porcentaje de Contenido Nacional, esta Comisión resalta las consideraciones siguientes:

El Anexo 11, numeral 2, apartado VIII de los Lineamientos, refiere que el programa de cumplimiento del Contenido Nacional deberá estar contemplado en el Plan de Desarrollo para la Extracción;

El inciso c) del Anexo 4 de la Asignación establece la obligación que deberá cumplir PEP en materia de Contenido Nacional durante el periodo de Extracción:

"( . . . )

c) Durante el periodo en que se realicen actividades de Extracción:

En el supuesto del caso que prevé el Término y Condición Quinto, inciso C) y que derivado de este, el presente Título de Asignación tenga que ser modificado para incluir actividades de Extracción, se anexará al Anexo 4 el correspondiente porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa de cumplimiento respectivo.

( ... )" [Énfasis añadido]

Por lo tanto, es atribución de la Secretaría de Energía (SENER) establecer en las Asignaciones un porcentaje mínimo de Contenido Nacional según lo dispuesto en el artículo 46, tercer párrafo de la Ley de Hidrocarburos, siendo que el pronunciamiento respecto de la verificación del Contenido Nacional y su programa de cumplimiento es competencia de la Secretaría de Economía, en términos del artículo 46, quinto párrafo de la Ley de Hidrocarburos.

Con base en lo anterior es necesario proponer a la Secretaría la inclusión del porcentaje mínimo de Contenido Nacional y su programa de cumplimiento respectivo, respecto de las actividades de Extracción a que hace referencia el inciso c) del Anexo 4 de la Asignación.

Por tanto, la presente aprobación surte efectos de opinión respecto de la modificación que en su caso deba realizar la SENER, ello en términos de lo establecido en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16 de su Reglamento. Asimismo, se hace del conocimiento de PEP que, en caso de que la SENER modifique la Asignación a fin de incluir el porcentaje mínimo de Contenido Nacional para las actividades de Extracción, el programa de cumplimiento del mismo deberá ser presentado ante esta Comisión y formará parte integrante /.1 del Plan de Desarrollo para la Extracción. ·

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VIII. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan presentado por el Asignatario de conformidad con los artículos 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos; 39 de la LORCME; 6, 7, 8 fracción 11, 11, 19, 20, 25 y demás aplicables 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.

Lo anterior permite a esta Comisión determinar que PEP presentó los elementos para acreditar el cumplimiento de las capacidades técnicas, financieras y de ejecución, conforme a lo establecido en. el Término y Condición Quinto, inciso C) del Título de Asignación.

1. Fue elaborado de conformidad con los principios y criterios establecidos en los artículos 7, 8,fracción 11, y 11 de los Lineamientos y en atención a las Mejores Prácticas de la Industria.

2. Contiene los requisitos establecidos en los artículos 9, fracción 11, 12, fracción 11, 19, 20, 25 y elAnexo II de los Lineamientos.

Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente 5S.7. DGDE.0116/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO ASIGNACIÓN AE-0020-2M-OKOM-03 (CAMPO ESAH) de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión, cuyo contenido fue evaluado en atención a la información presentada por el Asignatario y en atención a los principios de economía, eficacia y buena fe que rigen la actuación administrativa, previstos en el artículo 13 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

En atención al artículo 39 de la LORCME se cumple con las bases previstas en el mismo en razón de que:

a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país

En la realización de actividades de extracción dentro de la Asignación, particularmente durante laperforación de los 5 pozos propuestos, se llevará a cabo la toma de registros básicos y especialescon cable, registro LWD en tiempo real, registros especiales, registros de Hidrocarburos, perfilessísmicos verticales (VSP) y/o Check Shots, núcleos, muestras de canal, se tomarán muestras PVTde fondo y superficie, curvas de decremento, curvas de incremento, se realizará una prueba deinterferencia, se realizarán registros estáticos por estaciones, se instalarán sensores de fondopermanentes así como sensores de memoria de alta resolución en fondo y se realizarán aforos. Asímismo se ejecutará el modelo estático y modelo dinámico a través de la integración de un modelopetrofísico conforme haya más datos disponibles y se construirá un modelo geológico integral, loanterior permitirá desarrollar un conocimiento general sobre el yacimiento del campo, lo cual tendrácomo resultado acelerar el desarrollo del potencial petrolero de la Asignación y del país.

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

El desarrollo de las actividades físicas propuestas por el Asignatario que consisten en la perforacióny terminación de 5 pozos, así como la recuperación del pozo exploratorio Esah-1. También contemplala construcción de un dueto, la instalación de una plataforma, la realización de 46 reparacionesmenores, aunado a la producción de los pozos por perforar, contribuirán a llegar a un factor derecuperación de aceite.

El Plan prevé una recuperación de 100 MMb de aceite y 44.62 MMMpc de gas, lo que representa un 77 7

Factor de Recuperación de 24.04 % para el aceite y 18.85% de gas en el Campo Esah.

c) La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética deO_ la Nación -:(\Y

Se espera que, derivado de los resultados satisfactorios con respecto a la perforación de pozos dedesarrollo, así como en lo que respecta al

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correcta administración del yacimiento, permitirá incrementar sus cifras, por lo que la propuesta del Plan de Desarrollo sustenta reservas 2P por 119.58 millones de barriles de aceite y 75.59 miles de millones de pies cúbicos de gas cuantificadas al 1 de enero de 2018.

Asimismo, los estudios y la toma de información propuesta por el Asignatario permitirán identificar y confirmar zonas con oportunidad de incorporar o reclasificar reservas dentro de la Asignación.

d) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos enbeneficio del país

Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecucióndel Plan de Desarrollo consisten en perforar y terminar 5 pozos, así como la recuperación del pozoExploratorio Esah-1. Se contempla la construcción de un dueto, la instalación de una plataforma detipo estructura ligera marina y la realización de 46 reparaciones menores. Por lo que se determinaque la solicitud del Plan de Desarrollo promueve el desarrollo de las actividades de exploración yextracción.

e) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, encondiciones económicamente viables

Una vez analizada la información remitida por el Asignatario, la Comisión concluye que lastecnologías a utilizar en el ámbito de ingeniería de yacimientos, perforación y producción son lastecnologías más adecuadas para realizar las actividades de Extracción de Hidrocarburos en laAsignación, las cuales, contribuirán a llegar a un factor de recuperación. Derivado de la evaluacióneconómica realizada al Plan de Desarrollo se determina que la relación beneficio costo de los ingresosson 6.1 veces los egresos asociados al desarrollo del proyecto en un escenario medio, lo cual derivaque el proyecto se ejecute en condiciones económicamente viables.

f) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

PEP presentó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, el cual se propone aprobar,ya que cumple con el contenido establecido en el artículo 4, fracciones 11 y IV, 11, 13, 14, fracción11, 19 y 22 de las Disposiciones, 7, fracción VII y artículo 8 fracción 11, inciso g) de los Lineamientos.

Dicho Programa considera una Meta de Aprovechamiento de Gas de 98% a partir del inicio de laproducción en 2019 y se mantiene durante toda la vigencia del Plan de Desarrollo. Asimismo, PEPpresentó la máxima Relación Gas Aceite esperada en los pozos de desarrollo considerados en elPlan, la cual se propone aprobar en términos de los referido en el apartado 111 inciso i) del presenteDictamen Técnico.

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

PEP presentó la propuesta de los Mecanismos de Medición en los términos que establecen losLTMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburosa producirse.

Como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación delos Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables lasactividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición delpresente Dictamen. 777

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la Comisión, aprobar el Plan de Desarrollo asociado a la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah) para la Extracción de

t Hidrocarburos, mismo que estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la vigencia de la i1 Asignación, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las caracteristicas de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los i

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Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan permite evaluar de manera positiva los elementos considerados en el articulo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y se alinea con las bases establecidas en el articulo 39 de la LORCME.

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

Elaboró

lng. Atan ,,.,f._.., Volásquo, Director de Área

Dirección General de Dictámenes de Extracción

Elaboró

lng. Fernando Tremari Romero Subdirector de Área

Dirección General de Comercialización de Producción

Rev· ó

Mtra. María da a Burgueño Mercado Directora General

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

Revisó

Mtra. Bertha Leonor Frías Garcia Directora General Adjunta

Dirección General de Estadistica y Evaluación Económica

lng. Julio Ce r rejo Martínez Dir or eneral

Dirección General e Dictámenes de Extracción

n D 1el Mena Velázquez dad 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 29 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, del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0020-2M-Okom-03 (Campo Esah).

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