DICTAMEN TÉCNICO DE LA SOLICITUD DE APROBACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA

LA EXTRACCIÓN

ASIGNACIÓN AE-0154 - Chalabil Campo Hok

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

,-,,~~)< Com,sión acional i -:;:;, dP H1drorarburos ·

DICTAMEN TÉCNICO DE LA SOLICITUD DE APROBACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO

PARA LA EXTRACCIÓN .................................................................................................... ............. 1

ASIGNACIÓN AE-0154 - CHALABIL ............................................................................................ 1

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

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

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

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

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

A) CARACTERÍSTICAS GENERALES ................................................................................................................. 7

B) PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN .... ............................................................................... 8

C) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SOLICITUD DEL PLAN DE DESARROLLO ............................................ 11

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

E) COMPARATIVO DEL CAMPO HOK CON CAMPOS ANÁLOGOS A NIVEL NACIONAL E INTERNACIONAL ....................................................................... ....... ............ .......................................................... 16

F) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓ'\J DE HIDROCARBUROS ............................. 19

G) COMERCIALIZACIÓN .................................................................................................................................... 30

H} ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................................................................... 31

I} PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL ................................................................ 36

J) MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DEL PLAN ...................................................................................................... .41

V. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ............................................................... 46

VI. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL ................................. 47

VII. OBLIGACIONES ..................................................................................................................... 48

VIII.RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO .......................................................................... 49

A) ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS 49

B) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MAXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ...................................... ................................................................... .............. 50

C) LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN .............. ..................................................................................... 50

D) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS ................... ............................................................................ 50

E) LA TECNOLOG{A Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ..................................................... 51

F) EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ....................................................... 51

G) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ............................. 51

IX RECOMENDACIONES ......................................................................................................... 54

X SENTIDO DEL DICTAMEN .................. ................................................................................ 54

Y'

l. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente de la solicitud de aprobación al Plan de Desarrol lo para la Extracción de Hidrocarburos del campo Hok dentro de la Asignación AE-0754 - Chalabil Campo Hok, es la Empresa Productiva del Estado subsidiaria de Petróleos Mexicanos, Pemex Exploración y Producción (en adelante, 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 I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación el 5 de enero de 2077.

El campo Hok se encuentra dentro de la Asignación AE-0754 - Chalabi l la cual se localiza en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco, a una distancia de 22 km al NW de Frontera, Tabasco. La ubicación de la Asignación se muestra en la Figura l.

100000

100000

200000 900000

-

200000 300000 500000 600000 700000 800000

Figura 7. Ubicación del campo Hok en lo Asignación AE-0154 - Cholobil CompoHok

(Fuente: CNH/PEP). Un solo norte

1000000 1100000

1000000 1100000

En las tablas l y 2 se presentan los vértices de los polígonos de la Asignación de Exploración y el área propuesto para extracción respectivamente.

Vértice

1

2

3

4

s 6

7

8

9

10

11

12

Vértice

37 38

39 40 41 42

43 44

45

46

47

Vértice Longitud

Oeste 93°00' 00"

Longitud Norte

18° 30' 00"

Vértice

5

Longitud Oeste

92° 41' 00"

Longitud Norte

18° 31' 00" 2 93° 00' 00" 18° 45' 00" 6 92° 41' 00" 18° 30' 30" 3 92° 40' 00" 18° 45' 00" 7 92° 41' 30" 18° 30' 30" 4 92º 40' 00" 18° 31' 00" 8 92° 41' 30" 18° 30' 00"

Tablo 1. Vértices del polígono de Jo Asignación de Exploración AE-0154 - Cholobil Campo Hok (Fuente: Título de Asignación).

Longitud Oeste

92° 43' 30"

92° 43' 30"

92º 43' 00"

92°43' 00"

92° 40'00"

92° 40' 00"

92° 39' 30"

92° 39' 30"

92° 39' 00"

92° 39' 00"

92° 38' 00"

92° 38' 00"

Longitud Oeste

92° 46' 00" 92° 46' 00"

92°46' 30"

92° 46' 30"

92° 47' 30"

92° 47' 30"

92° 48' 00" 92° 48'00"

92º 49' 00"

92° 49' 00"

92° 52' 30"

Latitud Norte

18° 45' 30"

18° 45' 00"

18° 45' 00"

18° 44' 30"

18° 44' 30"

18° 44' 00"

18º 44' 00"

18° 43' 30"

18°43' 30"

18° 43' 00"

18° 43' 00"

18º 41 '00"

Latitud Norte

18° 25' 30" 18° 25' 00"

18° 25' 00"

18° 24' 30"

18° 24' 30" 18° 24' 00"

18° 24' 00" 18 ° 23' 00"

18° 23' 00"

18° 23' 30"

18° 23' 30"

Vértice

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

Vértice

48 49

so 51

52 53

54

55 56

57

58

Vértice

70 71

72

73

74

75 76

Longitud Oeste

92° 38' 30"

92° 38' 30"

92° 39' 00"

92° 39' 00"

92° 39' 30"

92° 39' 30"

92° 40' 00"

92° 40' 00"

92° 41' 00"

92º 41 '00"

92° 41 '30"

92° 41 '30"

Longitud Oeste

92° 52' 30" 92° 54' 30"

92 54' 30"

92° 52' 00"

92° 52'00"

92° 48' 30"

92° 48' 30" 92° 47' 00"

92° 47' 00"

92° 46' 30"

92° 46'30"

Longitud Oeste

92° 44' 30" 92° 45' 00" 92° 45' 00" 92° 45' 30"

92° 45' 30"

92° 45' 00" 92° 45' 00"

Latitud Norte

18° 41 '00"

18° 39' 30"

18° 39' 30"

18° 40' 00"

18° 40' 00"

18° 41' 30"

18º 41' 30"

18° 31' 00"

18° 31' 00"

18º 30' 30"

18° 30' 30"

18° 29' 30"

Latitud Norte

18° 24' 00" 18° 24' 00"

18° 45' 00"

18° 45' 00"

18° 43' 30"

18° 43' 30"

18° 41' 30"

18° 41 ' 30"

18° 40' 00" 18 40' 00"

18° 39' 00"

Latitud Norte

18' 42' 30"

18' 42' 30" 18 43' 30" 18° 43' 30"

18' 45' 00"

18º 45' 00" 18 45' 30"

Vértice

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

Vértice

59 60 61

62

63 64

65

66 67

68 69

Longitud Oeste

92º 42' 00"

92º 42' 00"

92º 42' 30"

92° 42' 30"

92° 43' 30"

92° 43' 30"

92° 44' 00"

92° 44' 00"

92° 44' 30"

92° 44' 30"

92° 45' 30"

92° 45' 30"

Longitud Oeste

92° 46' 00''

92° 46' 00" 92° 45' 00"

92° 45' 00"

92° 44' 30" 92° 44' 30"

92º 45' 00"

92° 45' 00"

92° 43' 30"

92° 43' 30"

92° 44' 30"

Latitud Norte

18° 29' 30"

18 ° 28' 00"

18° 28' 00"

18° 27' 30"

18° 27' 30"

18° 27' 00"

18° 27' 00"

18° 26' 30"

18° 26' 30"

18 º 26' 00"

18° 26' 00"

18° 25' 30"

Latitud Norte

18° 39' 00"

18° 38' 00"

18º 38' 00"

18º 38' 30"

18° 38' 30" 18° 39' 30"

18° 39' 30"

18° 40' 00" 18º 40' 00"

18° 42' 00"

18º 42' 00"

Tabla 2. Vértices del polígono propuesto poro la extracción del Campo Hok {Fuente: Asignatorio).

Tablo 2. Vértices del polígono propuesto poro lo extracción del Campo Hok {Fuente: Asignatorio).

Por lo que hace a los datos generales de la Asignación, estos se presentan en la tabla 3.

Asignatorio

Nombre de la Asignación Ubicación Superficie

Fecha de emisión Fecha de última

Modificación Vigencia

Tipo de Asignación Profundidad para

extracción Yacimientos y/o Campos

Colindancias

Pemex Exploración y Producción

AE-0154- Chalabil Aguas territoriales del golfo de México

852.46 km2

28 de agosto de 2019

N/A

30 años a partir del 28 de agosto de 2019 Exploración y Extracción de hidrocarburos

Todas las formaciones geológicas

Todas las formaciones geológicas

7.2 km al NE del pozo Najil-1

Tablo 3. Datos generales de lo Asignación {Fuente: PEP)

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 Título de Asignación.

PEP podrá continuar realizando actividades de Exploración conforme al Plan respectivo, aprobado por esta comisión en el resto de la Asignación hasta la terminación del periodo de Exploración, excepto; de acuerdo con el anexo I del título de la Asignación, en los traslapes con las Áreas de Asignación que se en listan a continuación:

Títulos de Asignación

A-0061- Campo Caparroso-Pijije-Escuintle

A-0108-M - Campo Cráter

A-0197- Campo Luna-Palapa

A-0310-M - Campo Sini

A-0340-M - Campo Tizón

A-0352-M - Campo Tsimín

AE-0019-2M - Okom- 02

Tablo 4. Títulos de Asignación restringidos poro realizar actividades de Exploración (Fuente: Título de Asignación AE-0754 - Chalobil Campo Hok, Sener)

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

El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen del Plan de Desarrollo propuesto por PEP, involucró la participación de varias unidades administrativas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión): a saber, la Dirección General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción, la Dirección General de Seguimiento de Asignaciones, así como la Dirección General de Prospectiva y Evaluación Económica. Asimismo, contó con el apoyo de la Secretaría de Economía (en adelante, Economía) para eva uar el porcentaje de Contenido Nacional 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 CNH:SS.7/3/33/2019 Dictamen Técnico Del Plan De Desarrollo Campo Hok de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

Ofld o PEP·OG·SAPEP-GCR· 1970 2019

PEP CNH

CNM • ASEA Nn: r.-«:kffl do ,.,.

Oll o2SO '201?

CNH • SE CUff'pl MI ~o ele Cont..­

NiK!ona 2'iO a.'2019

Olido 250.356/ 2019

2 compar·ec.ncJH

Olido PEP 0G ~ PEP GCR 2162 1019

'7/Cn/20'1'-1

SHCP • CNH p t

Oficio 250.~95/2019

CNH L)(, !lHdlUllcl dl'

,u• c1rr,r 1

CNH

f1/0.1,'2ol9

Figura 2. Etapas del proceso de evaluación, d ictamen y resolución. (Fuente: Com isión)

111. Criterios de evaluación utilizados

En atención al Título de Asignación el plazo para la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción será de 1 año contado a partir de la declaración de cualquier Descubrimiento Comercial, con base en lo anterior, se verificó que el Plan de Desarrollo propuesto por PEP fuera congruente y diera cumplimiento al artículo 44 fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores P;;as de la Industria, tomando en consideración que la/:'

- , .. ,,, ... , 1 ;. '. • ', •,• _ .l _ ... •, • . 1 • • • , , • 1 11 .._,.. ,., , 1 ,1,

+t .. t.,,. ,,t.,,, ..

tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permita maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

Aunado a lo anterior, la Comisión consideró las bases previstas en e l artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y los principios y criterios contenidos en 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" (Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabi lidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos en el Plan de Desarrol lo.

Asimismo, se realizó el análisis de la información considerando los requisitos establecidos en los artículos 7, 8, fracción 11 , 11, 12, fracción 11, 19, 20, y el Anexo 11 de los Lineamientos.

Cabe señalar, que el presente Dictamen se emite en atención a que PEP manifestó expresamente presentar el Plan de Desarrollo para la Extracción de conformidad a lo establecido en el Transitorio Séptimo de los LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, publicados en el DOF el 12 de abril de 2019.

Adicionalmente, el Plan de Desarrollo 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 como respecto de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (Disposiciones para el aprovechamiento de gas).

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

a) Características generales

El campo Hok fue descubierto con la perforación del pozo Hok-1, el cual inició su perforación el día 01 de febrero de 2017, finalizando la etapa de terminación el día 01 de septiembre de 2017; tenía como objetivo eva luar rocas del Jurásico superior Kimmeridgiano y Cretácico medio las cuales resultaron improductivas, sin embargo, fue clasificado como productor de aceite de 26 ºAPI en el Play Mioceno superior (MS} por medio del probador dinámico de formaciones.

Las principales características geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos del campo Hok se muestran en la tabla 5.

Así m ismo en la tabla 6, se muestra el Volumen y reservas propuestos por el Operador, como parte del Plan de Desarrollo.

Características Cenera/es Area (km2

)

Año de descubrimiento Yacimiento Porosidad (%) y tipo Permeabilidad horizontal efectiva promedio (mD) Espesor bruto y neto promedio (m)

Yac 3 (MS) 24/ Efec Prom

120

7 .3/ 8

CampoHok 16.216 2017

Yac 2 (MS) 20/ Efec Prom

35

13.8 / 14.5

Yac 1 (MS) 22/ Efec Prom

62

19.2/ 30

Relación espesor neto-bruto 91 95 64 Temperatura (ºC) 108.9 110.8 111.5 Presión inicial (kg/cm2 ) 468 470 472 Presión actual (kg/cm2} 468 470 472 Presión de saturación (kg/cm2

) 380.56 312.25 312.25 Tipo de hidrocarburos Aceit e Negro Aceite Negro Aceite Negro Bo inicial y actual (m3/m 3J l.359 l.307 l.304

Ta bla 5. Características generales de la Asignación. (Fuente: Com isión /PEP)

Volumen original Categoría Reservas de reservas

Campo Aceite

Gas Aceite Gas PCE

MMb natural lP, 2P o3P MMb MMMpc MMb MMM c

lP

Hok 164.1 2P

31.15 56.21 40.56 113.65

3P 39.31 73.31 51 .58

Tabla 6. Volumen Orig inal y reservas p ropuestas dentro del Plan de Desarrollo (Fuente: PEP)

b) Plan de Desarrollo para la Extracción

Con base en la información remitida por el Asignatario se precisa que se presentaron 3 alternativas analizadas para el Plan de Desarrollo, mismas que comparten características similares en cuanto a activ idad número de pozos de desarrollo, sin embargo las alternativas estudian la v iabilidad técnica y económica de las distintas configuraciones de mantenimiento de producción, a través de reparaciones menores y la instauración de un sistema de levantamiento artificial de producción el cual se contempla como bombeo neumático. las características y pronósticos de producción para cada una de las alternativas se observan en la Figura 3. Así mismo, d ichas alternativas consisten en lo siguiente:

Alternativa l

/

7,7

~ Contempla la perforación y terminación de l pozo horizontal y 6 pozos desviados, r v I An terminac ión sencil la tipo "J", perforados desde la p lataforma Hok-A con un r ª

equipo de perforación autoelevable, la producción será transportada de Hok-A hacia Koban-A por un oleogasoducto de 12" 0 x 10 Km.

Alternativa 2

Perforación y terminación de 4 pozos de desarrollo con terminaciones dobles con aparejos de 2 7/8", perforados desde la plataforma Hok-A con un equipo de perforación autoelevable, produciendo los pozos de manera fluyente, la producción será transportada de Hok-A hacia Koban-A por un oleogasoducto de 12" 0 X 10 Km.

Alternativa 3 {alternativa seleccionada)

Perforación y terminación de 4 pozos de desarrol lo; los 4 pozos contemplan el uso de aparejos dobles de 2 7/8", perforados desde la plataforma Hok-A con un equipo de perforación autoelevable, produciendo los pozos de manera fluyente con gasto inicia l menor al gasto crítico en algunos casos y en otros contro lando la producción a través del cálculo del tiempo de irrupción, para lograr un Platea u, la producción será transportada de Hok-A hacia Koban-A por un oleogasoducto de 12"0 x 10 Km.

Alternativa l - 30.74 MMb

Alternativa 2 - 30.21 MMb

,_ Alternativa 3 - 3115 MMb 1

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

Fig. 3. Pronóstico de las Alternativas de Producción de aceite para la Asignación AE-0754 - Chalabil Campo Hok. Rectángulo rojo: alternativa seleccionada. {Fuente: PEP).

,77

CI ¡

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

4pozos + 29 Características 7 pozos+ 57 4pozos + 28 RME's

RME's RME's {Alternativa Seleccionada)

Perforación de pozos de desarrollo 7 4 4 Terminación de pozos de desarrollo 7 4 4 Reparaciones menores 57 28 29 Estructuras Marinas 1 Duetos

Producción Aceite {MMb} 30.74 30.21 31.15 Producción Gas {MMMpc} 53.76 52.73 56.22 Gastos de operación {MMusd} 116.27 114.23 118.49 Inversiones {MMusd} 374.19 270.24 269.25 VPN Al {MMusd} 1049.94 1245.65 1247.05 VPN DI (MMusd} 175.23 297.39 299.69 VPI {MMusd} 299.16 229.15 227.18 VPN/VPIAI 3.51 5.44 5.49 VPN/VPI DI 0.59 1.30 1.32

Tabla 7. Características de /os a lternativas de desarrollo para la Asignación (Fuente: Comisión con la informaciór presentada por PEP}

Como se puede observar en la Tabla 7, la opción que presenta una mayor promesa de VPN a decir del Asignatario es la alternativa 3, ya que se obtiene un VPN de 1247.05 MMusd y una relación VPNNPI de 5.49 usd/usd antes de impuestos ambos valores numéricos; así como un VPN de 299.69 MMusd y una relación VPN/VPI de 1.32 usd/usd después de impuestos. La proyección del Plan de Desarrollo para el periodo 2019-2035 plantea una inversión de 269.25 MMusd sumados a una inversión operacional de 118.49 MMusd.

Para la alternativa seleccionada, se muestra el cronograma de Actividades de desarrol lo y metas físicas del periodo 2019 a 2035 en la Tabla 8.

Actividad 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Perforación 3 Terminación 3 Duetos" Plataformas RMA RME* 4 4 4 4 4 4 3 Plantas Estaciones Taponamientos Abandono,..

Actividad 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Total

Perforación 4 Terminación 4 Duetos• l

jP

~-,,

t 'o Jx

Plataformas RMA o

29 Plantas Estaciones o Taponamientos 4 4 Abandono** 2 2

• Incluye estimu/ociones • 'Duetos y Plotoformos Tablo 8.- Actividad físico del Pion de Desarrollo poro lo Extracción. (Fuente: PEP)

En resumen, el Asignatario tiene programada la perforación y terminación de 4 pozos de desarrollo en el Mioceno Superior, ejecución de 29 intervenciones menores a pozos para mantenimiento de producción, iniciar la perforación del pozo con una plataforma de perforación tipo autoelevable sin tener instalada la

estructura ligera marina (ELM) mediante el uso de un templete y el taponamiento de 4 pozos de desarrollo, así como el abandono del dueto y la

plataforma.

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.

c) Análisis técnico de la solicitud del Plan de Desarrollo

Con base en la información remitida por PEP se procedió al análisis del comportamiento esperado de presión y producción del campo Hok como se muestra en la figura 4 para el periodo 2020-2031, donde se precisa lo siguiente:

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Produccion de aceite promedio/pozos (Mbd] --Producc,on de Gas (MMpcd] - RGA [m3/m3]

• Presión Yac-2 (kg/cm2I

--Produccion de Aceite (Mbd] --Número de pozos

A Presión Yac-1 [kg/cm2) • Presión Yac-3 [kg/cm2]

Figura. 4. Comportamiento de presión y producción para el campo Hok. (Fuente PEP}.

En la tabla 9, se presenta la producción promedio anual izada para el Campo Hok.

Producción 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 anualizada

Aceite (Mbd) 0 .27 72.70 76.98 75.74 72.07 8.97 7.04 4.92 3.28 2.75 7.28 Gas (MMpcd) 0.79 9.72 74.35 22.22 23.99 27.70 20.73 76.59 72.75 8.09 5.37 Agua (Mbd) 0.00 0.04 0 .79 0 .38 0.44 O.L.5 0.44 0.35 0.26 0.78 0.77

Tablo 9.- Promedio anua/izado del Pronóstico de producción de a lternativa seleccionada. (Fuente: Pemex,

El inicio de producción del campo se tiene contemplada para diciembre del 2019 con la entrada en producción del pozo Hok-44, con un gasto inicia l de 3.15 miles de barriles de aceite por día. Posterior a esto, para el mes de marzo de 2020, se adicionarán 4.94 miles de barriles de aceite por día correspondientes al pozo Hok-4. Por lo que hace la entrada de producción del pozo Hok-22, la misma se espera para el mes de junio del año 2020 con un gasto de 4.82 miles de barriles de aceite por día, mientras que por último la entrada producción del pozo Hok-24, se estima que entre a producción en el mes de agosto del año 2020, con un volumen de 2.18 miles de barriles de aceite por día.

Por otro lado, se señala que a decir del Asignatario, la tasa máxima de producción de aceite será de 16.38 Mbd en el mes de junio del año 2021 con 4 pozos operando. Así mismo, se vislumbra el hecho de que los mayores cortes de agua, de acuerdo con el pronóstico de producción presentado por el operador, será de aproximadamente 3.6% en el mes de abril del año 2023. ~

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El Asignatario señala que el aporte de energía al yaci m iento estará gobernado por tres mecanismos principales, empuje del acuífero, expansión del sistema roca flu idos y expansión de gas disuelto, ordenados de menor a mayor magnitud. En cuanto a la progresión de la explotación respecto al tiempo, el Asignatario refiere que el incremento de producción de gas es del doble de magnitud de la producción inicial del campo, ya que dicha liberación de gas es resultado de caer por debajo de la presión de saturación en los yacimientos (Figura 5).

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Factor de Recuperación, Np/N (%) - Acu,fero Exp;irs,o R, a F L.1d, - Gas en S01uc10n

- Expans1on del Casquete de Gas Drene Grav1tac1onal ■ HoK Yat-1 (MS) ■ 1nkY 2(f1S II Y - M~

Figuro. 5. Mecanismo de empuje proyectado poro el campo Hok. (Fuente PEP)

El referido estado de liberación de gas es un comportamiento similar a los campos análogos usados por el Asignatario, Rabasa, Magallanes-Tucán-Pajonal, Cinco presidentes, Brillante, Ayapa, San Ramón, Yaxché, Guaricha y Lacamango.

Dichos campos análogos se seleccionaron de acuerdo con el Asignatario usando criterios de edad geológica (Terciario) y condiciones similares a nivel roca y fluido, tomando en cuenta sus propiedades promedio de porosidad, saturación de agua inicial, densidad API, factor de volumen de aceite y relación de solubilidad considerando los tipos de yacimiento aceite negro, el comportamiento dinámico que identifica la magnitud de energía del yacimiento y comparando la presión inicial de los campos y comportamiento durante su vida productiva.

El Asignatario menciona además, que para los yacimientos del Mioceno superior dentro del Campo Hok, se tiene un fluido con una presión inicial de 472, 470 y 468 Kg/cm2 y una presión de saturación de 312, 312 y 380 Kg/cm2 en los yacimientos l, 2 y 3 respectivamente, la declinación de presión del campo disminuye cuando se alcanza la presión de saturación, ya que comienza la liberación de gas disuelto, la cual continúa hasta el final de la vida productiva del

El factor de recuperación estadístico PSO para os campos análogos es del 27.6%, sin embargo, es de aclarar que en esos campos se aplicaron sistemas artificiales de producción y en algunos casos procesos de recuperación secundaria, no así para el caso del campo Hok, el cual se explotará de manera natural obteniendo 18.98% como factor de recuperación de aceite y 49.46% de factor de recuperación del gas, como resultado de los d ferentes mecanismos de empuje presentes en el campo, principalmente al empuje por expansión de gas disuelto que actúa a la vez como un bombeo neumático natural.

Lo anterior equivale a recuperar un volumen de 31.15 MMb de aceite y 56.22 MMMpc de gas, en un volumen original del campo Hok de 164.l MMb de aceite y 113.6 MMMpc de gas.

Del análisis realizado por esta Comisión, se observa que el factor de recuperación final estimado para el Mioceno Superior (MS), es consistente con otros campos a nivel nacional que tienen características petrofísicas y un comportamiento de presión-producción similares a las del Campo Hok.

Con base en los pronósticos de producción, así como de la capacidad de manejo de la producción del Campo Hok, por medio del dueto de 72" de diámetro (Hok­A hacia Koban-A) que será de SS Mbd de líquido, se tiene capacidad de transporte suficiente para el aceite y el gas. Cabe aclarar que el dueto se maneja en flujo multifásico considerando el RGA y se muestra el flujo de gas solamente como referencia (Figura 6).

Capacidad de manejo

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--Qo(Mbd) --Líquidos (Mbd) --Capacidad de dueto (Mbd) - Qw(Mbd) --Fw(%) Qg (MMpcd)

Figura. 6. Capacidad de manejo de fluidos. (Fuente PEP}

d) Pozos perforados y a perforar

Actualmente el Campo Hok cuenta con un pozo taponado de manera definitiva en la asignación AE-0754 - Chalabil Campo Hok, el pozo Hok-7 cumplió con su objetivo de evaluar rocas del Jurásico superior Kimmeridgiano y Cretácico, ambos resultaron sin manifestar, sin embargo, durante la perforación se descubrieron tres yacim ientos en Mioceno superior, evaluados con probador dinámico de formaciones.

Respecto del diseño de los pozos a perforar el Asignatario considero las siguientes opciones:

• Asentamiento de 4 tuberías de revestimiento (conductora, superficia l, una int ermedia y una de explotación)

• Eventos presentados durante la perforación del pozo Hok-1 (resistencias y perdidas parciales o totales)

• Configuración mecánica que permita la introducción de terminaciones sencil las o duales equipadas con accesorios adicionales en el aparejo actual o futuro (MIQ, Mandril de BN, sensores, camisas de ci rculación, válvu las de control de flujo, entre otros).

• Explotación selectiva de los interva los a producir durante la etapa inicial y vida productiva del pozo

Para e l desarrollo del campo se considera una geometría mecánica de 20" x 73 3/8" x 9 5/8" x 7 5/8", el Liner de 7 5/8" que se considera de explotación deberá ser cementado, disparado e introducir una terminación doble selectiva. En la tabla 10 se describen las características de los pozos consideradas para desarrollar el Campo, mientras que en la figura 7, se muestra el esquema mecánico del pozo tipo.

Características

Objetivo general

Formación

Geometría

Profundidad

Diseño de tuberías

Terminación

Tecnologías

Tipol

Desarrollo/ Productor

Mioceno superior

Direccional tipo J

3290 md / 2768 mv

20" X 13 3/8" X 9 5/8" X 7 5/8"

Liner cementado y disparado con aparejo doble.

Perforación con sistema rotatorio y registros geofísicos básicos en tiempo real

Introducción de TR · s con zapatas rimadoras y liner · s con colgadores rotatorios, válvulas de control de flujo

Sistema para el control de arena

Distancia entre pozos

Costo

Tiempo de ejecución

Equipo

Recuperación final estimada, promedio por pozo

400-1,150

Perf= 15.77 MMUSD

Term= 9.75 MMUSD

"48 días de Perforación

25 oías de Terminación

Autoelevable

MS: 7.79 MMb

(4 pozos)

Nota: •No considera movimiento de equipo.

Tablo 10. Característicos del Pozo Tipo I campo Hok. (Fuente PEP).

Pozo Tipo I

TR 20" 250 [md) / 250 [mv]

• Barr~no 26"1 AM y Brnton it,co 1.0Sgr/cc

/8" TR 13 3 1100 [md]/ 11 00 [mv)

Borrrna 17 1/2"1 Brntomt l<.o J .JO-J.17gr/cc

BL 7 5/8"

9 5/8" • ,-

TR 2170 [md

Barrena 10 S/8 J / 2113 [mv) ", El J 40-l .$09r/cc

LN 7 5/8" PT

Barrena 81/2" , El l 70-1 90r.r/cc

,-

•

•

..

Figura 7. Esquema mecánico del pozo tipo del campo Hok, Mioceno superior. (Fuente PEP)

e) Comparativo del Campo Hok con campos análogos a nivel nacional e internacional

Con el objeto de poder comparar el desempeño del Campo Hok, para determinar si el Asignatario propone un Plan de Desarrollo del campo,

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procurando la maximización del factor de recuperación, la Comisión realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales rev isados por el Asignatario e internacionales revisados por la Comisión respecto de características y propiedades similares a las del campo a desarrollar.

El Asignatario identificó campos nacionales como Ayapa, Bri llante, Guariche, Rabasa, Tupilco y Yaxché, propiedades de roca, fluido y medio deposicional citados en la Tabla 12.

Así mismo, se integraron campos internacionales a manera de recolección de experiencias de explotación en ambientes con retos similares. Se integró la información disponible para fines comparativos de factor de recuperación y propiedades petrofísicas de yacimiento como es el campo Prinos en Grecia y el campo Yakin en Indonesia los cuales se describen a continuación.

El campo Prinos se localiza en las costas del Mar Egeo en Grecia, se ha logrado llegar a un factor de recuperación de 44% de aceite en areniscas de edad Mioceno superior, cuenta con un aceite de densidad de 28ºAPI, a través de sistema neumático de levantamiento artificial de producción, así como inyección de agua de mar con geometría de inyección periférica.

Por su parte e l campo Yakin se localiza en las costas del estrecho de Macasar, en Indonesia. Se ha logrado llegar a un factor de recuperación de 40.5% de aceite en areniscas de edad Mioceno superior y medio, cuenta con un aceite de densidad de 2lºAPI, a través de sistema electrocentrífugo de levantamiento artificial de producción, así como inyección de agua y pozos horizontales.

Concepto Hok Ayapa Ayocote Brillante Guaricha

Tipo de Fluido Aceit e Aceite Aceite Aceite Aceite

Densidad API 26 27 36 30 29

Ubicación Marino Terrest re Terrestre Terrest re Terrest re

Litología Areniscas Areniscas Areniscas Areniscas Areniscas

Porosidad 21.6 25.9 21 21 18 Promedio {96} Recuperación Prim aria Primaria Primaria Primaria Prim aria

Edad de Cenozoico Cenozoico Cenozoico Cenozoico Cenozoico y acimiento

Cuenco Cuencas Cuencas Cuencas Cuencas Cuencas

d el Sureste del Sureste d el Sureste del Sureste del Sureste

Concepto Rabosa Tupilco Yaxché Prinos Yakin

(Grecia) (Indonesia) Tipo de Fluido Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite

API 24 32 32.l 28 21

Ubicación Terrestre Terrestre Terrestre Marino Marino

Litología Areniscas Areniscas Areniscas Areniscas Areniscas

Porosidad 20 19 27 17 25

Promedio [96]

Recuperación Primaria Primaria Primaria Secundaria Secundaria

Edad de Cenozoico Cenozoico Cenozoico Cenozoico Cenozoico

yacimiento

Cuenca Cuencas Cuencas Cuencas North

Kuta i del Sureste del Sureste del Sureste Aegean

Tablo 11. Criterios de selección poro los campos análogos. (Fuente: Comisión, Asignatorio)

De esta forma, la Comisión rea lizó un comparativo de factores de recuperación de aceite. De los resultados obtenidos, se deriva la Figura 8 y la Tabla 12.

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40

35

30

25

20

15

10

5

o Hok

FR p royect ado de Aceite (%)

Ayapa Brillante Guariche Rabasa Tupi lco Yaxché Prinos Yakin (Terciario)

Figuro 8 . Factores de recuperación de campos análogos poro el Campo Hok. (Fuente: Comisión) líneo discontinuo, promedio aritmético de los valores (29.78 %).

Cabe mencionar que para el caso del campo Yaxché, el factor de recuperación final está sustentado con un proceso de recuperación adicional; en el caso de Yaxché se tiene prevista la implementación de inyección de agua, de acuerdo con la información presentada por el Asignatario. r

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Campo País Época Factor de

Geológica Recuperación[%)

Hok México Mesozoico 18.98 Ayapa México Cenozoico 27.60

Brillante México Cenozoico 24.25

Guaricha México Cenozoico 25.58

Rabasa México Cenozoico 16.61

Tupilco México Cenozoico 36.40 Yaxché (Terciario) México Cenozoico 34.56

Prinos Grecia Cenozoico 44.00 Yakin Indonesia Cenozoico 40.00

Tabla 12. Factores de recuperación de campos análogos paro el campo Hok. (Fuente: PEP/Comisión)

f) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

La Asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok se encuentra ubicada en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas del estado de Tabasco a una distancia de 22 km al noroeste de la ciudad Frontera.

El Campo Hok contempla la perforación y terminación de 4 pozos de desarrollo, su producción será transportada de Hok-A hacia Koban-A con la construcción de un Oleogasoducto de 12" programado para su instalación en noviembre de 2019. Se estima una producción inicial en diciembre de 2019 alcanzando un límite económico en 2029; A nivel de campo la reserva 2P es de 31.15 MMb de aceite, 56.22 MMMpc de gas y 40.56 MMbpce; los factores de recuperación de la reserva 2P son de 18.98 % para el aceite y 49.46 % de gas. Este tipo de aceite a extraer es de una calidad de 26 ºAPI, considerando un pico máximo de producción anual de aceite de 16.98 Mbd en el año 2021, enseguida encontrándose en declinación generada por la liberación de gas disuelto, mientras que para el gas se contempla un pico máximo de 23.99 MMpcd para el año 2023, este incremento de producción es debido a la liberación de gas resultado de caer por debajo de la presión de saturación del yacimiento.

Actualmente en el Campo Hok no se encuentra infraestructura construida y se está considerando la construcción e instalación de una Estructura Ligera Marina permitiendo la perforación, extracción, manejo y medición de los hidrocarburos a producirse, enviando los mismos a la Plataforma futura de Koban-A, aquí se reciben los hidrocarburos (mezclándose) y posteriormente enviando a la Plataforma de Tsimín-A; dicha infraestructura (Tsimín-A) permitirá el manejo hacia el Centro de Proceso Litoral -A donde se realizan las actividades de separación, estabilizado, deshidratado, medición de referencia, bombeo de aceite y compresión de gas hacia los Puntos de Medición: aceite (FPSO Taa Kun Ta y/o Cayo Arcas) y de gas (CPG Cactus y CPG Nuevo Pemex). (Figura 9).

Figuro 9.- Diagramo de infraestructura poro el manejo de los hidrocarburos de la Asignación AE-0754 - Cholobil Campo Hok. (Fuente PEP).

Derivado de la solicitud de Plan de Desarrollo de la Asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok, y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 28 42, 43 y 44, de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH), la Dirección General de Medición llevo 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: Para el manejo de la producción de la Asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok se tiene considerada la instalación de un sistema de medición operacional que se compondrá de un separador de prueba con internos de alta eficiencia, medidores de placa de orificio, tanto para líquidos como gas, un medidor de corte de agua en línea y un sistema para toma de muestra manual para la corriente de líquido.

Una vez acondicionadas las fases en los Centros de Proceso Litoral -A, Akal-J, Abkatun-D, Abkatun-Ay Poi-A, ubicados en la zona marina, el aceite será enviado al FPSO Yúum K'ak'náab y la Terminal Marítima Cayo Arcas (TMCA). de igual manera, existe la factibilidad de enviar la producción del Centro de Proceso P Litoral -A hacia la Terminal Marítima Dos Bocas (midiéndose en los sistemas SM-400 y SM-900-A) y el Centro Comercia lizador de Crudo Palomas; por su parte el gas, será enviado a los Centros de Proceso de Gas (CPG) Nuevo Pemex y Cactus a través de la línea-5 desde el Centro de Proceso Litoral-A. (Figura 10).

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[ Al:=.,<»;; 01 ] • Med1c10n de Referencia 1 Med1c16n de Transferencia 1 Med1c16n Fiscal

Figura 70.- Manejo y Med ición de petróleo de lo Asignación A E-0754 - Cholobil Campo Hok, fuente PEP.

En cuanto a la fase gaseosa, el gas producto del proceso de separac1on y rectificación se envía a la succión de módulos de los equipos de alta presión de la Plataforma CA-Litoral-A, el gas de la descarga general de módulos se mide en la Plataforma E-Litoral-A a través de tres trenes de medición (ultrasónicos), dichos puntos corresponden a la medición referencial, ya que los datos de volumen obtenidos en este punto influyen en el balance general de la producción de Hidrocarburos de las Asignaciones que confluyen a esta instalación, posteriormente a este proceso el gas sigue su trayectoria a la Terminal Marítima Dos Bocas través de la línea-5, donde el volumen de gas es medido mediante medidores ultrasónicos para posteriormente enviarse a los Centros de Proceso de Gas (Cactus y Nuevo Pemex), donde se encuentran ubicados los Puntos de Medición respectivos, cabe destacar que, en el Centro de Proceso Litoral-A se cuenta con sistemas de medición del tipo ultrasónico para el envío de gas a la Atmosfera. (Figura 11).

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Medición Operacional Med1c16n de Referencia I Medición de Transferencia I Med1cion Fiscal

Figuro 11.- Manejo y Medición de Gas de lo Asignac,ón AE-0154- Chalabil Campo Hok. (Fuente PEP).

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

Medición de Petróleo

Para el manejo, medición, 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 del Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas, el FPSO Yúum K'ak'náab, las Terminales Marítimas Dos Bocas y Cayo Arcas, donde son medidos a través de medidores del tipo ultrasónico en el CCC Palomas instalados en varios paquetes de medición (PA-100, PA-200 y PA-300), medidor del tipo ultrasónico M-14 con OS Trenes de Producción con Probador B idireccional en el FPSO Yúum K'ak'náab, medidores del tipo turbina en la TMDB en los sistemas SM-100 y SM-200, medidor del tipo desplazamiento positivo en la Terminal Marítima Cayo Arcas en varios paquetes de medición (PA-100, PA-200), los cuales son asignados mediante la metodología de prorrateo (procedimientos de medición) presentada en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

Medición de Cas Natural

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Gas PEP manifiesta que, una vez acondicionado e Gas conforme a lo descrito f 7 ' 7

anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Cas (CPC) Nuevo Pemex, donde se medirá de manera directa ~ mediante medidores del tipo presión diferencial por placa de orificio (paquete 'Y

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identificado como PM-11} y CPG Cactus medido mediante medidores del tipo presión diferencial por placa de oficio en los Paquetes PM-66 y su calidad determinada a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los LTMMH, y asignados los volúmenes mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

Medición de Agua

El Asignatario hace mención que, la determinación del volumen de agua será a través de muestreos manuales obteniendo esta mediante una toma normada para que sea representativo al gasto. La producción del campo Hok se manejará en el Centro de Proceso Litoral-A, el sistema de tratamiento de agua congénita recibe alimentación de los separadores FA-3100 y FA-3101, deshidratadores FA-31S0A/B y desaladores FA-3151A/B. El agua congénita generada alimenta al tanque acumulador de agua congénita FA-3600 para su posterior envío al sistema de tratamiento de agua congénita de CB-Litoral-A para mayor tratamiento o bombeada con inyección de químicos previamente a difusor marino, cabe destacar que el volumen de agua para el campo Hok en el Centro de Proceso Litoral-A será estimado a través de prorrateo conforme a los volúmenes de agua medidos debido a que la producción será mezclada con las asignaciones May, Yum, Tsimín, Xux, Sinan, Kab, Bolontikú y Uech, lo anterior dando cabal cumpliendo con lo establecido en el artículo 23 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.

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 Medición para la Asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok, se llevó a cabo la siguiente evaluación mostrada en las tablas 13 y 14:

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Tablo 73.- Evaluación de los Meca nismos de Medición de Jo Asignación AE-0754 - Cholobil Campo Hok. Porte 1

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Tabla 14.- Evaluación de los Mecanismos de Med ición de la Asignación AE-0154 - Cha/abil Campo Hok. Parte 2

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25

Producción y Balance

La metodología de balance volumétrico de los fluidos producidos en el campo Hok perteneciente a la asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok, presentada por Pemex Exploración y Producción (Asignatario) es consistente.

El procedimiento operativo para elaborar el balance volumétrico de líquidos y gas de la producción se basa en el Sistema Informático de la Administración de la Producción de PEP, SIAPPEP, el cual considera el ajuste volumétrico desde Puntos de Medición hacia asignaciones de producción calculado a partir de la diferencia de la disponibilidad y distribución de los hidrocarburos producidos. La medición de la producción individual de cada pozo ubicados en el campo Hok se realizará con separador de prueba en la plataforma Hok-A (medición operacional) con una frecuencia mensual. La producción del campo Hok iniciará en diciembre 2019 y será enviada a la plataforma Koban-A en donde se integrará con la corriente del campo Koban, para después dirigirse a la plataforma Tsimín­A donde se mezclará con las corrientes de los campos Tsimín y Xux. Por último, la corriente de hidrocarburos conformada por los campos mencionados anteriormente llegará al Centro de Proceso Litoral-A (medición referencial) y, posteriormente, al Centro de Proceso Akal-J (medición referencial) para su separación, deshidratación, estabilizado y bombeo. Finalmente, la corriente de hidrocarburos líquidos se enviará a los Puntos de Medición ubicados en la Terminal Marítima Cayo Arcas, FPSO Yúum K'ak'náab, Terminal Marítima Dos Bocas y el Centro de Comercializador de Crudo Palomas. Por su parte, la corriente de gas separado en el Centro de Proceso Litoral-A (medición de referencia) será enviada a la Terminal Marítima Dos Bocas (medición de transferencia) y, por último, se realizará la medición de gas en el Punto de Medición ubicado en el Centro Procesador de Gas Nuevo Pemex y Centro Procesador de Gas Cactus.

Con relación a la medición de condensados, el Asignatario determinará el volumen de condensables bajo el sustento de la norma API MPMS 14.S haciendo uso del análisis cromatográfico del gas medido en los Puntos de Medición para gas ubicados en CPG Cactus y CPG Nuevo Pemex, respecto de los cuales se realizará el balance y distribución del volumen producido por el campo Hok conforme a la participación volumétrica de las corrientes que converge en cada Punto de Medición de gas. Adicionalmente, el Asignatario utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos, así como el volumen de gas cuantificado en el Centro de Proceso Litoral-A y Terminal Marítima Dos Bocas (medición referencial) para realizar un estimado del condensable en ese punto, utilizando la norma API MPMS 14.S.

Con relación a la medición del agua, la producción de líquidos integrada por diferentes corrientes obtenida del separador de primera etapa FA-5100 de la plataforma CA-Litoral-A es enviada al separador de segunda etapa FA-3100 de la PB-Litoral-A. La corriente de agua obtenida del separador FA-3100 es enviada a un acumulador de agua para después ser enviada a una Planta de Tratamiento de Agua Congénita para disponerse al mar a través de un difusor marino.

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La frecuencia para determinar la calidad a nivel asignac1on es de forma quincenal para los hidrocarburos líquidos y de forma mensual para los hidrocarburos gaseosos. La toma de muestra para determinar la calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos a nivel asignación será en la bajante de cada pozo. Por su parte, el análisis de calidad de hidrocarburos en el Punto de Medición es diariamente.

Debido a la mezcla de corrientes de diferentes asignaciones es necesario la aplicación del prorrateo, distribución proporcional de un volumen de hidrocarburos en numerosas partes, para la asignación de los volúmenes de gas y líquidos perteneciente al campo Hok. Esta asignación de volúmenes de hidrocarburos se sustenta en las mediciones de tipo operacional, referencial y transferencia considerando la aportación volumétrica de cada una de estas mediciones de acuerdo con su incertidumbre de medida asociada.

Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.532/2019 de fecha 22 de agosto de 2019, y el oficio 250.583/2019 de fecha 10 de septiembre alcance de ratificación, respectivamente a lo cual mediante los Oficios 352-A-1-026 de fecha 26 de agosto de 2019 y 352-A-1-033 de fecha 12 de septiembre de 2019 alcance de ratificación, se respondió que no se tiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de Medición presentada por el Operador y correspondiente a la Asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok " ... siempre que los mecanismos de medición asociados a la propuesta permitan la medición y determinación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la CNH relacionado con esta propuesta.", manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

l} De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual of Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del /1 Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de c_y-medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos. J

3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los Y hidrocarburos a evaluar en el Punto de Medición cumplan con las

777

de los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado en este artículo. _y- Y

27 .? G06 MX/CNH RONDASMEXICO GOO MX PORTAL CNIH CNH GOB ~.-'X - ~u.,,,•• , ......... huf1 ..

4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VI 1, del artículo 41 de los Lineamientos, que se cump a con las normas y estándares nacionales e internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos lineamientos.

5) Dado que en los Puntos de Medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera necesario prever la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.

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

l. PEP 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 - Dirección General de Medición y Comercialización de la Porduccion 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. Los volumenes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensado producidos, así como los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los formatos del anexo 1 de los LTMMH y normatividad vigente. Asimismo PEP deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno,

4. PEP deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medición basado en la norma ISO 10012, oe conformidad con lo establecido en los LTMMH, el cual contendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas de medición y los Mecanismos de Medición,

S. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, 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,

-

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6. 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,

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

8. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH,

9. El Asignatario deberá reportar la producción de condensados en el formato CNH_DGM_VHP de los LTMMH. En el formato CNH_DGM_VHPM de los LTMMH, PEP reportará los condensados líquidos medidos en los Puntos de Medición, así mismo se deberan de reportar los condensados equivalentes calculados, mismos que se deberan de calcular tomando como base el estándar API MPMS 14.5 utilizando como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado para el área de asignación.

70. El Asignatario 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 LTMMH.

77. 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 LTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen.

72. 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 777 ~

Gerenciamiento de la Medición. r ~ 73. Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido ·

en el artículo 47 de los LTMMH, PEP deberá someter a consideración de la X Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso f requiera el Plan de Desarrollo para la Extracción, en relación con los

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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.

g) Comercialización

La comercialización de los Hidrocarburos producidos en el Campo Hok se realiza aprovechando la infraestructura existente de d iversas Asignaciones, así como de las instalaciones operadas por alguna de las subsidiarias de la Empresa Productiva del Estado denominada Petróleos Mexicanos.

Lo anterior, de manera consistente y conforme al siguiente manejo de la molécula:

El Asignatario tiene instalado una plataforma (Tsimín-A) y considera la instalación a futuro de una plataforma en la localización del campo Koban, con esta infraestructura se permitirá el manejo de la producción de la Asignación Campo Hok hacia el Centro de Proceso Litoral -A, puesto que, la mezcla de gas­aceite proveniente de los pozos es recolectada en el cabezal de producción de la plataforma Hok-Ay será enviada a través del o leogasoductos de 72"xl0 km hacia la plataforma de perforación Kobán-A, juntándose en el cabezal de salida con la producción de esta última y posteriormente, será enviado a la plataforma Tsimín-A. en donde se mezclará con la producción de los campos Tsimín y Xux, finalmente, el total de la producción fluirá por un oleogasoducto de 36"xl9.S km hacia el Centro de Proceso Litoral-A.

En el Centro de Proceso Litoral-A, el gas que se obtiene tanto de primera, segunda y tercera etapa de separación es enviado a succión de alta presión en la plataforma CA-Litoral-A para su posterior envío por el gasoducto de 36"x77 km (línea 5) desde la plataforma de Enlace Litoral al Centro de Procesamiento de Gas Cactus, vía la Terminal Marítima Dos Bocas. Por su parte, el gas de media presión se envía por la línea 263 hacia Poi-Ay Abk-D, donde se procesa y se envía en alta presión hacia Atasta por la línea 77.

Finalmente, en el Centro de Procesamiento de Gas Cactus, el gas solo se comprime y es enviado a los Centros de Procesos de Gas Ciudad Pemex y Nuevo Pemex para su disposición final.

Por lo que respecta a la calidad del gas a entregar en los CPG CD Pemex y CPG Nuevo. Pemex, el Asignatario incluye los estándares para la comercialización del gas, los cuales serán conforme al Artículo 28 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.

Sin demérito de lo anterior, y considerando los Puntos de Medición propuestos para el gas, se recomienda al Asignatario que considere que el gas enviado a los CPG tenga un contenido de nitrógeno máximo del 72%, para asegurar así que el gas p\.Jeda ser procesado apropiadamente en los referidos CPG y se pueda

1

obtener un gas resultante, con el contenido de nitrógeno máximo establecido en la NOM-0Ol-SECRE-2010.

Por su parte, el aceite deshidratado y desalado en el Centro de Proceso Litoral-A se transporta hacia la Plataforma Rebombeo por medio de la Línea 238. En la interconexión 96, L-238 concluye su trayecto y paso a la Línea 161 para su envío al C.P Poi-A, continuando hacia el C.P Abkatun-D, hacia el C.P Abkatun-A y finalmente se envía por la Línea 040 al C.P Akal-J, para su distribución hacia la Asignación Ayatsil, y a los puntos de Exportación FPSO y Cayo Arcas, también existe la factibilidad de enviar la producción del C.P Litoral -A hacia la TMDB a través de la línea 4.

Para la comercialización del aceite en el FPSO Yúum K , ak , náab, se tiene una mezcla de 21º API con un contenido de azufre del 4.0% y 0.27% de agua. Para la Comercialización a través de Cayo Arcas, se tiene un aceite de 20 a 22° API aproximadamente, con un contenido de Azufre del 4.11% y un contenido de agua de 0.19%.

Para la comercialización en la Terminal Marítima Dos Bocas, se tiene un aceite tipo Maya e Istmo tanto en las monoboyas de exportación como en lo que se envía hacia el CCC Palomas.

Por lo anterior, se considera que el Asignatario da cumplimiento a lo establecido en las fracciones 111.2.4.3 y 111.2.4.4 del Anexo II 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, toda vez que, se visualiza el manejo y comercialización de los Hidrocarburos producidos desde el Área de Asignación hasta los puntos donde se llevará a cabo su disposición final.

h) Análisis económico

El artículo 11 de los Lineamientos, señala que los Planes deben contar con un análisis técnico económico que sustente el cumplimiento de los objetivos establecidos en las Asignaciones, entre otros, la maximización del valor de los hidrocarburos a lo largo de la vida de los yacimientos y campos en condiciones económicamente viables, y la selección de las mejores prácticas de la industria. Aunado a lo anterior, los artículos 9 y 20 de los mismos Lineamientos establecen que el contenido de los Planes de Desarrollo para la Extracción se detalla en el Anexo II de los mismos.

Con base en lo establecido en los numerales 1.6.3, 1.6.7, 111.2.7 y V de la sección 2. Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Guía para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, Anexo II de los Lineamientos, la aprobación del Plan de Desarrollo implica el análisis económico ,7 7 del Programa de Inversiones y de la Evaluación Económica del Plan de Desarrollo y" presentado por el Operador. ,-! 7 ~

~ 31 f

Es así como, en cumplimiento al mandato legal establecido, a continuación, se presentan los resultados del análisis económico.

Programa de Inversiones

El Programa de Inversiones es consistente con la información presentada correspondiente al Plan de Desarrollo; y fue presentado de conformidad con lo establecido en el catálogo de costos de 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, de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

El Plan de Desarrollo estima un monto global de 433.31 millones de dólares: 387.73 millones de dólares asociados al Programa de Inversiones, de los cuales, 269.24 mil lones corresponden a Inversiones (69.44%}, 118.48 millones a gasto operativo (30.55%}; y 45.58 millones de dólares correspondientes a otros egresos1.

Las figuras 12 a 16, así como de la tabla 15; se muestran el monto del Programa de Inversiones, desglosado por Actividad Petrolera y a su vez, cada una de ellas por Sub-actividad.

A/ \ Figuro 72. Distribución de gastos totales del proyecto Programo de Inversiones y Otros egresos / d' 433.37 millones de dólares.

j Las siguientes figuras muestran el monto del Programa de Inversiones, j desglosado por Actividad Petrolera; y a su vez, cada una de ellas por Sub-~ actividad.

(' / ' Este ,Zdeca el mantenimiento y abandono de I nfraes'cuctura e ,lstente poc la cual se maneja la /' ~ V pmducdón del campo Hok.

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32

Abandono 7%

Figura 73. Distribución de Programa de Inversiones por Actividad Petrolera 387.73 millones de dólares

Perforación d0 Pozos

38%

Figura 74. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Desarrollo 284.29 millones de dólares

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lntervenc•on de Pozos

77

Duetos

General 8

Operación de Instalaciones

1'%

Figura 15. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Producción 76.38 millones de dó'ares

Desmantelamiento de 1 nstalaciones

100%

Figura 16. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Abandono 27.06 millones de dó'ores

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Total Actividad Sub-Actividad

2019 2020 2021 2 022 2023 2024 2025 2026 (millones Petrolera Petrolera

2027 2028 2029 2030 2031 de dólares)

Desarrollo Const rucción 56.91

1 nstalaciones 56.91

Perforación de 34.55 74.34

Pozos 108.89

General a 0.33 15.77 21.33 21.00 16.99 13.18 10.80 789 5.41 358 2.20 118.49

Producción Operación de 0.07 0.82 0.82 0.82 0.82 0.83 0.82 0.82 0 .82 0.82 0.76

Instalaciones 8 19

Intervención de 1.36 5.44 5.44 9.37 17.23 544 544 4.08 5.29 59.10 Pozos Duetos 002 026 0.26 0.26 0.28 0.42 0.26 0.26 0.26 0.28 0.39 2.97

General b 3.31 1.76 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.12 0.11 6.12

Abandono Desmantelamiento 20.89 6.17 2706

de Instalaciones Total Programa de Inversiones 95.20 94.32 27.97 27.64 27.58 31.77 17.44 14.53 10.69 10.08 3.4 6 20.89 6 .17 387.73

Ot ros Egresos e o.os 5.18 5 .67 295 3.32 3.35 9 .73 3.03 3.31 3.92 3.99 1.09

Total gast os Plan de Desarrollo 95.25 99.50 33.64 30.59 30.89 35.12 27.17 17.56 14.00 14.00 7 .44 21.98

Las sumas pueden no coincidir por redondeo a Considera unicamente el gasto operativo b. Considera únicamente Inversión. e Este rubro considera el mantenimiento y abandono de Infraestructura existente por la cual se maneja la producción del

campo Hok.

Tabla 75. Desglose anual de Programa de Inversiones por Actividad Petrolera y de Otros egresos (millones de dólares)

Evaluación Económica

En este apartado, se presentan los indicadores económicos obtenidos del análisis de CN H, a partir de los perfi les de costos, producción y t ipo de cambio propuestos por el Asig natario. La tabla 76 muestra las premisas consideradas para realizar la eva luación económica.

La evaluación económica se efectuó considerando las siguientes premisas:

Premisas• Valor Unidades Producción d e aceite 31.15 mmb Producción de qasª 51.66 mmmoc Precio del aceite (Promedio) 58.14 USD/ b Precio del gasb 3.44 USD/mmBTU Inversiones 269.24 mmUSD Gasto operativoc 118.48 mmUSD Otros egresosd 45.58 mmUSD Tasa de descuento 10 % Tipo de cambio 20.5 MXN/USD

• El ejercicio de evaluación económica no considera eventuales Ingresos y/o egresos por manejo de producción dentro y/o

a. Gas producido menos gas de autoconsumo y gas no aprovechado

4 5.58

6 .17 433.31

fuera del Campo no cuantificados al momento d e elaborar el proyecto ~

b indice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la Región VI (donde ~ se ubica el Campo Hok) en el periodo enero-julio de 2019 en dólares por millón de BTU

c. Considera un monto por 18.83 millones de dólares asociados al concepto "Reserva laboral" el cual, fue considerado como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica. ly"")

d Monto que Pemex especifica se refiere a erogaciones por concepto de mantenimiento y abandono de infraestructura por L.J---la cual se maneja la producción.del campo Hok. En tal virtud, éste se consideró como gasto operat ivo no deducible en el ejercicio de evaluación económica 7-, /

Tabla 76. Premisas consideradas al realizar la evaluación económica ~ ef

31\: 1 - '"'"'" , ' ·... ~ 1 1o

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Los resultados del ejerc1c10 de evaluación económica que se obtienen considerando las variables descritas, se muestran a continuación en la tabla 17:

Antes de Impuestos Después de Impuestos• Unidad

VPN 1,104.96 146.54 mm USO VPI 217.67 mm USO

VPNNPI 5.07 0.67 Adimensional TIR 260 47 %

*El Asignatorio también presenta indicadores económicos positivos en el ejercicio de evaluación económica

Tabla 17. Indicadores de Evaluación Económica

A partir del análisis descrito, se concluye que el proyecto propuesto resulta rentable y económicamente viable, antes de impuestos, así como considerando lo establecido en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos en cuanto al régimen fiscal aplicable.

i) Programa de Aprovechamiento de Gas Natural

El objetivo en el Plan de Desarrollo de Campo Hok en materia de aprovechamiento de gas, es iniciar y mantener un 98 % a partir del año 2019, mediante el aseguramiento de la confiabilidad de los equipos de compresión ubicados en las instalaciones del Centro de Proceso Litoral-A, al proporcionar los mantenimientos preventivos y predictivos programados y asegurando el estricto cumplimiento a los protocolos y/o procedimientos operativos asociados al manejo de gas.

La producción de hidrocarburos de la Asignación AE-0154 - Chalabil Campo Hok se mezcla con la producción de hidrocarburos de las Asignaciones A-0352 Campo Tsimín y A-0371 Campo Xux, y se recibe en la plataforma Enlace Litoral a través de un dueto de 36" 0, el cual a su vez se extiende hasta la plataforma CA­LIT-A en donde se realiza la separación de aceite y gas.

El proceso es el siguiente: En la plataforma CA-Litoral-A se recibe la mezcla gas/aceite en el separador de primera etapa FA-5100 de los campos Tsimín y Xux, a una presión de llegada promedio de 39 a 41 kg/cm2 con una temperatura de 87° a 90ºC. En esta plataforma se efectúa la separación de primera etapa y el gas resultante se comprime para ser enviado hacia el C.P.G Cactus vía Terminal Marítima Dos Bocas (TMDB) por un gasoducto de 0 36" (Línea 5) a una presión de descarga de 90 a 92 kg/cm2 .

El crudo separado es mezclado con los condensados de alta presión, aceite recuperado y agua marga que proviene de los paquetes:

• Separadores de succión de compresoras de alta presión (PA-5200-O) • Separador de descarga de compresores de alta presión (PA-5200 A-O) • Rectificador de Primera etapa (FA-5101) ,-.-

• Paquete de acondicionamiento de gas combustible (PA-5420)

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777

36

• Paquete de drenajes cerrados (PA-5601)

• Paquete de Gas de Arranque (PA-5422) • Paquete de deshidratación de gas amargo (PA-5450 A/B) • Paquete de endulzamiento de gas (PA-5400 A/B)

El gas proveniente del rectificador de primera etapa FA-5101, es distribuido a los 4 paquetes de compresión marca Solar por medio de las líneas de succión de 20"0, el cabeza l de succión se conecta al cabezal de descarga de 30"0, por medio de la línea de recirculación de 12"0, esta línea cuenta con una válvula de PV-5202, esta es contro lada redundantemente por los controladores de presión PIC-5200A (neumático) y PIC PV-5202 (configurado al SDMC). El punto de ajuste de los controladores es de 40 kg/cm 2 . En caso de que la presión de succión de compresores disminuya, el gas de alta presión de la descarga será enviado a la succión para compensar la disminución de presión.

El gas es comprimido en una sola etapa de compresión de 35-37 kg/cm 2, (Presión

de succión 27 kg/cm 2 mínimo y 40 kg/cm 2 máximo) a 90-92 kg/cm2 (Presión de descarga 98 kg/cm2 máximo). El volumen total manejado por los turbocompresores de alta presión es de 480 a 500 MMpcd de gas amargo, el cual es enviado hacia el CPG Cactus por Línea 5 vía TMDB.

Referente a los proyectos requeridos para el manejo, aprovechamiento y conservación del gas natural asociado en años posteriores al 2019, no se requiere la implantación de infraestructura adicional durante el ciclo de vida de la asignación, en la figura 17, se muestra la capacidad instalada actual del orden de 800 MMpcd con equipo de compresión en el CP-Litoral -A y se observa que durante el periodo 2019-2029 la producción es manejable.

900 QI ,,

800 o "iv' e 700 n,

E ai 600 n, ~ ... u 500 n, a. a. :I ~ :I 400 n, ...... - UI n, n,

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AÑO

- Qg Hok (MMpcd)

Otras Asignaciones [rsim in ­Xux-Koban) (MMpcd)

- cap.lnstalada_CP-Litoral-A (MMpcd)

L/) N o N

% Aprovechamiento de gas

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O) N o N

100%

UI 98% n,

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96% ~ QI ·e n,

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92% et *

90%

Figura 17. Capacidad instalada para manejo y aprovechamiento de gas del CP-Litoral-A. {Fuente: PEP)

Con base en lo establecido en las disposiciones técnicas para el aprovechamiento de gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos, Art. 14. El cálculo de la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (MAG) se estimó con la siguiente formula:

MAGt: A+ B + C + T x 100 GP+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)=

98% 2019 0.0138 MMpcd 0 .0000 MMpcd 0.0000 MMpcd 0.1744 MMpcd 0.1920 MMpcd 0.0000 MMpcd

Con base en la fórmula para el cálculo de la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (MAG), se muestra el ejemplo del campo Hok para el año 2019:

MAG2019 =fº·Ol38+0.000+0.000+0.1744l X 100= 98% 0.1920+0.00

Actualmente el campo Hok no cuenta con historia de producción en el horizonte Mioceno Superior y la RGA máxima, de acuerdo con los estudios del Asignatario es de 764.88 m 3/m3

. Es posible que durante el horizonte de producción se produzca a una RGA menor, como en el caso de uno de los posibles campos análogos.

La metodología para determinar los valores de RGA mínimo y máximo, está basada en un análisis probabilístico del comportamiento histórico de la RGA del campo Brillante, el cual fue seleccionado del análisis de campos análogos en el país, solo para el tipo de fluido y condiciones iniciales de presión superior a los 300 Kg/cm2 y con una presión de saturación que oscile los 300 Kg/cm2, y a fin de obtener los percentiles Pl0, PS0 y P90. En la figura 18 se muestran los resultados de la distribución probabilística de la RGA con una muestra de 91 datos.

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'

25

20

n, 'ü 15 e a, :, u a, 10 ~

LL

5

o

- Frecuencia

~·- · / . / ~· •

1 1 -71.00 97.50 124.10 150.67 177.22 203.78 230.33 256.89 283.44 310.00

RGA (m3/m3)

100%

90 %

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Figura 18. Distribución probabilístico de lo RGA del campo Brillante (Campo Análogo). (Fuente: PEP)

En la tabla 78 se presentan los valores máximos de RGA obtenidos del análisis probabil ístico del comportamiento histórico de la RGA del campo Brillante. Siendo el percentil P90 el va lor máximo posible. Por otro lado, el valor mínimo de RGA corresponde al valor promedio del histórico de los pozos antes de alcanzar la presión de saturación. Considerando que la RGA del campo Hok incrementará en mayor proporción se espera una RGA máxima promedio de 764.88 m 3/ m 3

.

Campo RGA promedio (m3/m3)

Mínima Máxima Hok 727.73 764.88

Tabla 18. RGA del campo Hok. (Fuente: PEP)

Con base en lo comentado en el párrafo anterior, el valor max,mo de RGA esperado en el campo Hok se estima mediante el comportamiento del modelo integrado del campo, teniendo como referencia el campo brillante que resultó en un incremento del 370%, sin embargo el campo brillante tiene un menor contenido de componentes ligeros en el aceite como se muestra en la tabla 79 y figura 79, por lo que el RGA del campo Hok se estima superior, adicional la diferencia de presiones iniciales y de saturación permite que el campo Hok obtenga un porcentaje mayor de RGA que brillante.

f

70

60

50

0 40

~

* 30

20

10

o

Componente Brillante-1 Hok-12820 Hok-12850

Presión inicial 214 468 470

Presión de Saturación 209 380 312

N2 0 .35 0.2 0.3

CO2 0.039 o o

H2S o 0.1 0 .13

Cl 45.785 58.03 53.08

C2 3.364 1.63 1.85

C3 2.962 2.43 2.67

iC4 0 .862 0 .41 0 .45

nC4 1.948 1.5 1.68

iC5 1.193 0.65 0.72

nC5 1.428 1.08 1.21

C6 2.74 l .73 2.34

C7+ 39.323 31.84 35.57

Tabla 19. Composición molar de los campos Hoky Brillante. {Fuente: PEP)

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:: ,' \\\ :: : \\\ ,,, ,,, :: \'~ :,, \ ., ' :,, ' ., ., ., ,, .,

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N2 C02 ~25 Cl U L5 nC.4 ,es nC.!>

• ,:, :~ ,,, ,,, ,,, ,,, ,,, ,,, ,,, ,,, ,,,

'" ,,, ,,, ,,, ~· 1...0 C7•

Figura 19. Composición de porcentaje mol del fluidc del campo Hok vs Brillante (Campo N --+-· Brillante-1 --♦-· Hok-1 2a, o --+ -· Hok-1 2AS0 /

Análogo). (Fuente: PEP) V

' 1 40 ~

Es importante resaltar que de acuerdo con el comportamiento del yacimiento se tendrá que evaluar si un posible incremento de RGA se debe a conificación o bien a gas libre cercano a la vecindad del pozo y de esta manera definir si el incremento de la RGA puede evitarse.

Para dar cumplimiento y seguimiento de la RGA la cual asegure la maximización del factor de recuperación de hidrocarburos, el personal operativo cuenta con un programa de supervisión de pozos e instalaciones mensual. Con esta información es posible observar el comportamiento y variación de los valores de RGA mediante la simulación y el análisis del sistema integral de producción (yacimiento-pozo-superficie).

Si durante la supervisión de los pozos en los datos operativos se encuentran variaciones significativas y los resu ltados del aná lisis o simulación superan el valor máximo de RGA establecido, se procederá a realizar las siguientes acciones:

• Rectificar la medición del pozo. • Estrangu lar pozos para disminuir producción. • Cerrar pozos por ser mayor a la máxima RGA establecida

Por lo anterior, resu lta procedente autorizar que PEP uti lice 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 para el aprovechamiento de gas.

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

j) Mecanismos de revisión de la eficiencia operativa en la extracción y métricas de evaluación del Plan

Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las m etas y objetivos establecidos en la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo, a continuación, en la tabla 20 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracc ión 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:

t 4-

Característica Tiempo de perforación de un pozo Tiempo de reparaciones en pozo

Metas o parámetros Porcentaje de la diferencia del t iempo Porcentaje de la d iferencia del t iempo promedio de perforación de un pozo real promedio de las reparaciones en pozo

de medición con respecto al programado con respecto al programado

Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción TP = (TPreal - TPplan) • 100

TRP = (TRPreal - TRplan) · 100 del Indicador (TPplan) (TRplan)

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

Periodo de reporte a la Al finalizar la perforación-terminación de Al finalizar la perforac1ón-terminac1on Comisión un pozo de un pozo

Característica Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo

Porcentaje de pozos de desarrollo ex toso con respecto al número total de pozos Metas o parametros de de desarrollo perforados medición

El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del yacimiento

Unidad de medida Porcentaje

Fórmula o descripción Pozos delimitadores exitosos TEPD = • 100 del indicador Total de Pozos del desarrollo

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

Periodo de reporte a la Al finalizar la perforación y prueba de un pozo Comisión

Característica Tasa de éxito de reparaciones Reparaciones Mayores

Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al número total de

Metas o parámetros de reparaciones hechas Porcentaje de la d iferencia entre las

medición reparaciones mayores realizadas El éxito se considera cuando existe respecto a las programadas en el año optimización de la producción en el pozo

Unidad de medida Porcentaje Porcentaje

Fórmula o descripción Reparaciones exttosas DRMA = RMAreal - RMplan

del indicador TER= • 100 • 100 Total de reparaciones RMAplan

Frecuencia de Al término de la reparación de y prueoa Trimestral medición de pozo

Periodo de reporte a la Al término de la reparación de y prueoa Trimestral Comisión de pozo

Característica Pozos perforados Terminación de pozos

Metas o parámetros de Porcentaje de la diferencia entre los Porcentaje de la d iferencia entre los

medición pozos perforados en el año respecto a pozos terminados en el año respecto a los planeados en el año los programados en el año

Unidad de medida Porcentaje Porcentaje de desviación

- , .... . '. • •• \ 1. ~ ., \ ::.. ', ·_.,. ~·' • : , ' , -..~ .... ,.1 ,¡.

11 .. 111 .. , "''""'

Fórmula o descripción del indicador

PPreal - PPplan DPP = -----'--• 100

PPplan

Frecuencia medición

de Trimestral

Periodo de reporte a Trimestral la Comisión

Característica Producción

TPreal - TPplan DTP = TPplan • 100

Trimestral

Trimestral

Gasto de operación

Metas o parámetros de medición

Porcentaje producción

de desviación de la acumulada del campo O Porcenta¡e de desviación del gasto de

operación real con respecto al programado en un t iempo determinado

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

yacimiento real con respecto a la planeada en un tiempo determinado

Porcentaje de desviación

PAreal - PPplan DPA = -------'---• 100

PAplan

Frecuencia medición

de Mensual

Periodo de reporte a Mensual la Comisión

Porcentaje de desviación

GOreal - GOplan DGO = GOplan • 100

Trimestral

Trimestral

Característica Desarrollo de reservas

Metas o parámetros de Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al medición programado en un t iempo determinado

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Porcentaje de desviación

Frecuencia medición

de Trimestral

Periodo de reporte a la Trimestral Comisión

DRreal - DRplan DDR = - -----• 100

DRplan

Característica Factor de recuperación Productividad

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Porcentaje de la diferencia entre el factor de recuperación real con Producción promedio de un pozo o respecto al p laneado a un tiempo grupo de pozos entre el total de pozos determinado

Porcentaje de desviación Barriles por día (bd)

Fórmula o descripción FRreal - FRplan del indicador DFR = FRplan * lOO

Producción diaria promedio de un pozo o grupo de pozos dividida entre el número de pozos en el grupo

Frecuencia medición

de Trimestral Mensual f r Periodo de reporte a Tr·, mestral ~ \ , la Comisión Mensual Á ============================================ ¿

Característica Contenido Nacional Aprovechamiento de Cas Natural

Porcentaje de la diferencia entre el Porcentaje d e la d iferencia entre el Met as o parámetros de contenido nacional utilizado respecto al aprovecham iento de gas real respecto al medición

program ado p rog ramad o

Unidad de med ida Porcentaje d e desviación Porcentaje de desviación

Fórm u la o descripción DCN = CNreal - CNplan

• 100 DAGN = AGNreal - AGNp lan • 100

del ind icador CNplan AGNp lan

Frecuencia de Trimestral Mensual

medición

Periodo de reporte a Trimestral Mensual

la Comisión

Tabla 20. Ind icadores de desempeño d el Pion oe Desarrollo, AE-0154 - Cholob il Campo Hok. Fuente PEP.

Conforme al análisis de las activ idades 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 VI I 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 leve a cabo, esté de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.

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

Actividad

Perforación Terminación

Duetos Estructuras

Marinas RMA RME

Taponamientos Abandono

Programadas

4 4

1

o 29

Ejercidas

Actividades de Abandono 4

2

Porcentaje de

desviación

Cholobil Campo Hok. {Fuen te: Comisión con lo in formación p resentado por PEP)

- ,,.,,,,., ·.•• .. r-. ( • • , L , • r , . ..... ,..,,,1,1,i

11,.111"' , t~, .....

44

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejerc idas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la t abla 22.

Programa de Erogaciones Indicador

Programa de Sub-actividad erogaciones ejercidas Erogaciones/

(MMUSD) (MMUSD) ejercidas Desarrollo

1 General $118.4 9 11 Perforación de pozos $ 108.89

11 1 Construcción Instalaciones $ 56.91 Producción

IV General $ 6.12 V Intervención de pozos $ 59.10 VI Duetos $2.97 VII Operación de inst alaciones $ 8.19

Abandono IX Desm antelamiento de inst alaciones $ 27.06

Total Programa de Inversiones $387.73 Otros egresos $ 45.58

Total gastos Plan de Desarrollo $ 433.31

Tabla 22. Programa de inversiones desglosado por subactividad petrolera (Fuente: Comisión).

ii i) Las activ idades Planeadas por el Asignatario están encaminadas a la producción de hidrocarburos en la Asignac ión, m isma que está condicionada al éxito de dichas activ idades. La Comisión d ará el seguimiento a la producción real de gas que se obtenga derivada de ej ecuc ión de las act iv idades. En la tabla 23 se muestran los Indicadores de d esempeño de la producción de aceite y gas en función de los pronósticos de producc ión.

Fluido 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Producción de gas p rogramada 0.19 9.12 14.35 22.22 23.99 21.70 20.13 16.59 12.15

(m m ocd) Producción de aceite p rogram ada .27 12.7 16.98 15.74 12.01 8.91 7.04 4.92 3.28

(mb) Producción de gas real (m mpcd ) Producción de aceite real (m b) Porcentaje de desviación (%)

)

, f

Volumen a Volumen a recuperar recuperar

Fluido 2028 2029 2030 2031 2032 2033 de gas de aceite mmmpc mb (2019-

(2019-2035) 2035)

Producción de gas programada 8.09 5.37 56.22 (mmpcd) Producción de aceite 2.15 1.28 31.15 programada (mb) Producción de gas real (mmpcd) Producción de aceite rea l (mb) Porcentaje de desviación (%)

Tabla 23. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de los pronósticos de producción {Fuente: Comisión con información presentada por PEP).

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 de lo establecido en la normativa vigente para este fin, así como el artículo 24 de las Disposiciones.

V. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación, 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 PDE.

En tal sentido, es de señalar que fue solicitada a la Agencia su opinión respecto del Sistema de Administración de Riesgos asociado al Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente de la Asignación en comento mediante Oficio 250.579/2019 del 10 de septiembre de 2019, sin que a la fecha exista el pronunciamiento de la Agencia.

No obstante, esta Comisión tiene conocimiento que por oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 del 13 de junio de 2017 la Agencia emitió a PEP la autorización número ASEA-PEMl600lC/Al0417 en donde la Agencia autorizó el Sistema de Administración de PEP, el cual se basa en que las actividades que el Operador Petrolero tiene aprobadas por la Comisión en los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

En adición a lo anterior la Agencia indicó en el Resolutivo Tercero que "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 f ,4

46 l - · ·~"'""' ,~,.. ::. ,,~,.,,,.lNH 1)' ·,:1\..: ',,, 1. ,· , , , •• 1, , ¡ 1 ¡' ,,..._ • ..... .. ....... 1,;. tl1<fr••.trh.m .,,

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 Agencia, 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 1

de la LORCME, sin perjuicio de la obligación del Operador de atender la Normativa emitida por otras Autoridades competentes en materia de Hidrocarburos.

VI. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Mediante oficio 250.578/2019 de fecha 10 de septiembre de 2019, respectivamente, la Comisión solicitó a la Secretaría de Economía emitir opinión sobre el programa de cumplimiento de porcentaje de Contenido Nacional.

Esta Comisión aún no cuenta con la opinión que corresponde emitir, en el ámbito de sus atribuciones, a la Secretaría de Economía sobre dicho programa, motivo por el cual una vez que, en su caso, esa autoridad emita la opinión en sentido favorable, se tendrá por aprobado y formará parte del Plan de Desarrollo para la Extracción.

Lo anterior en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos y tomando en / consideración la competencia material de la Secretaría de Economía en materia de Contenido Nacional.

En el supuesto de que la Secretaría de Economía emita una opinión en sentido no favorable a dicho programa, PEP estará obligado a presentar una modificación al C::::,-Plan de Desarrollo para la Extracción.

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a t la solicitud de aprobación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0154 - Chalabil para el Campo Hok, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas

7 que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.

47

~-,7

r f

VII . Obligaciones

l. PEP 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 - Dirección General de Medición y Comercialización de Producción, cuando se fina lice 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 artículo 48 de los LTMMH,

4. Los volumenes y calidades del Petróleo, Gas Natura l y Condensado producidos, así como los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los formatos de los LTMMH y normatividad vigente. Asimismo PEP 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 norma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los LTMMH, el cual contendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas de medición y los Mecanismos de Medición,

6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, 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 Asignatario deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acredite que el Responsab le Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de Medición,

9. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en t iempo real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH, /

10. El Asignata rio deberá llevar a cabo mensualmente un análisis Y/ cromatográfico en laboratorio del Gas Natural producido, así como un L'f análisis cromatográfico en el Punto de Medición para la determinación f ~

la calidad, mismo que deberá remitir a la Comisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH.

11. Deberá ser evaluada y actualizada la propuesta de los Indicadores de desempeño para cumplimiento, con la finalidad de contar con evidencia de estos, para demostrar el desempeño de los instrumentos de los Mecanismos de Medición.

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

13. 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.

14. Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, 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.

VIII. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan presentado por el Asignatario de/1: conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la LORCME, así como los artículos 6, 7 y 8 fracción 11,11, 19, 20, 25 y demás aplicables en los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las /'") actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el LJ--plazo que establece el Título de Asignación.

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

La toma de información propuesta durante la realización de actividades de extracción dentro de la Asignación, a través de las cuatro perforaciones y terminaciones, veintinueve reparaciones e intervenciones a pozos programadas, registros con cable y en sarta de perforación (Logging While Drilling, LWD, por sus siglas en inglés), así como registros básicos y especiales, permitirán identificar problemáticas y riesgos existentes en la

r 49

formación de edad Mioceno Superior. Por otro lado, se adquirirá información adicional como núcleos, perfiles sísmicos verticales (Vertical Seismic Profile o VSP ' s por sus siglas en ingles), registros de hidrocarburos, adqu isición de registros de presión, volumen y temperatura (PVT ' s) y se actualizarán los modelos estático y dinámico.

La experiencia obtenida en e l desarrol lo del Campo Hok serv1ra como referencia para el desarrollo de Asignaciones y Contratos vecinos con complejidades similares como son la incertidumbre en la extensión lateral del yacimiento y en los pronósticos de producción de agua. El conocimiento fruto del desarrollo de este campo puede ayudar al desarrol lo de campos vecinos en el desarrollo de Formaciones Geológicas a nivel del Mioceno Superior.

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

El desarrollo de las actividades físicas propuestas en la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo por el Asignatario consiste en la rea lización de 4 perforaciones, 4 terminaciones, 29 reparaciones menores y 4 taponamientos a pozos. Las actividades coadyuvarán a alcanzar una producción final acumulada al límite económico del Campo de 31.15 MMb de aceite y 56.22 MMMpc de gas; lo anterior permitirá lograr un Factor de Recuperación de 13.28% para el aceite y 21.51% para el gas.

c) La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación

El campo Hok es un campo con oportunidades de desarrollo. En este sentido, el Asignatario plantea la recuperación de reservas 2P cuantificadas para el campo Hok dentro de la Asignación a t ravés de la presente solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción.

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

Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecución del Plan de Desarrollo consisten en la realización de 4 perforaciones, 4 terminaciones, 29 reparaciones menores y 4 taponamientos a pozos. Dichas actividades están orientadas a la recuperación de reservas 2P. Por lo anterior, se determina que la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo promueve el desarrollo de las actividades de extracción y así, se considera viable continuar la producción de hidrocarburos a través de las actividades de desarrollo, producción y abandono planteadas por el Asignatario.

50

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

Una vez analizada la información remitida por el Asignatario, la Comisión concluye que las tecnologías a utilizar en el ámbito técnico son adecuadas para realizar las actividades de Extracción de Hidrocarburos en la Asignación, las cuales, contribuirán a maximizar el factor de recuperación, llegando a 13.28% para el aceite y 21.51% para el gas en condiciones económicamente viables.

f) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

El Asignatario tiene como meta el aprovechamiento y la maximización del gas del Campo Hok, para ello se contempla la compresión para su envío a plantas procesadoras, así como para dar cumplimiento con la Meta de Aprovechamiento de Gas (MAGt). La MAGt, iniciará y se mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2019, es decir, desde la primera producción del Campo Hok, así mismo, no se tienen planeadas obras nuevas a realizar por parte del Activo Integral de Producción Litoral de Tabasco para la Asignación AE-0154 - Chalabil Campo Hok, ya que con la infraestructura existente, se cuenta con la capacidad de 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.

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

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-0154-Chalabil Campo Hok 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 para petróleo en el Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas, el FPSO Yúum K'ak'náab, las Terminales Marítimas Dos Bocas y Cayo Arcas, para gas los CPG Nuevo Pemex y Cactus, los cuales fuero~ 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, los cuales fueron //--revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los .__,-Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los LTMMH, 777 cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los t 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 la/ actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

¡; 51

f

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 de Desarrollo, con base en el artículo 43 de los LTMMH, del cual se concluye:

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los LTMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19, 21, 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 la Medición, concluyendo que cumple con los

requisitos para el contenido integral del artículo 44 de los LTMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en el artículo 42 de los LTMMH.

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

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Pu ntos de Medición mediante los Oficios 250.484/2019 de fecha 05 de agosto de 2019 y 250.583/2019 de fecha 10 de septiembre alcance de ratificación, respectivamente a lo cual mediante los Oficios 352-A-I-020 de fecha 05 de agosto de 2019 y 352-A-1-033 de fecha 12 de septiembre de 2019 alcance de ratificación, se respondió que no se tiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de Medición presentada por el Operador y correspondiente a la Asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok " ... siempre que los mecanismos de medición asociados a la propuesta; permitan la medición y determinación de la calidad

de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la CNH relacionado con esta propuesta.", manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

1) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.

. ' , ' • . .,,, ,, 1r- 1, ....

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual of Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburos a evaluar en el Punto de Medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, en virtud de las características de los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado en este artículo.

4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo 41 de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividad nacional, se apl iquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos lineamientos.

5) Dado que en los Puntos de Medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera necesario prever la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.

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 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/4Y definida en las ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. del presente dictamen. q _____ _

c. Se determina que deberá mantener y dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los LTMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar, así como dar aviso de la entrada en operación

777

t de los sistemas de medición a la Comisión conforme al artículo 48 _.):

de los LTMMH. J'-1 7

53

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 de PEP, en términos del

artículo 42, fracción XI de los LTMMH.

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación AE-0154-Chalabil Campo Hok en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, PEP 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 111 de los LTMMH.

IX Recomendaciones

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

Realizar pruebas de producción con el objeto de determinar la extensión lateral del yacimiento, en específico radios de drene óptimos para él desarrollo.

Con el avance del desarrollo derivado de a perforación de los pozos, se recomienda actualizar el modelo estático y la caracterización dinámica de los yacimientos del Mioceno Superior (MS) con el objetivo de obtener una mejor visualización de la extensión de éste y la posible influencia al flujo de la falla inversa asociada al campo; para disminuir la incertidumbre en el cálculo de reservas y para calcular parámetros de la formación que alimenten los posteriores modelos de simulación

Una vez concluido el desarrollo del campo y el de los descubrimientos prioritarios, identificar áreas de oportunidad para mejorar la sinergia de toda la infraestructura.

En caso de que no se tengan los resultados esperados en el yacimiento Mioceno Superior, se modifique la estrategia de extracción documentada en el Plan de Desarrollo para la Extracción, PEP deberá presentar para su aprobación la modificación del Plan de Desarrollo para la Ext ~acción con base en los supuestos del artículo 40 de los lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos. Presentar ante esta Comisión en tiempo y forma todos los datos adquiridos durante el desarrollo del campo (perforación, producción, monitoreo de parámetros del yacimiento, entre otros) con el fin de enriquecer y favorecer los procesos que se llevan a cabo en la misma.

X Sentido del Dictamen

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11,.1,, ... , .... ,. ...

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la Comisión, aprobar el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Campo Hok, el cual se encuentra dentro de la Asignación de Exp loración y Extracción de Hidrocarburos AE-0154 - Chalabil Campo Hok, mismo que estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la vigencia de la Asignación, 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 permite evaluar de manera positiva los elementos considerados en el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y se alinea con las bases establecidas en el artículo 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 Título de Asignación para la Extracción de Hidrocarburos emitido por la SENER.

ELABORÓ

~~ ING. MIGUEL ANGEL IBARRA RANGEL

Direct or General Adj unto

Dirección General de Dictám enes de Extracción

ELABORÓ

MTRA. BERTHA LEONOR FRÍA GARCÍA

Directora General Adjunta Dirección General de Prospectiva y Evaluación

Económ ica

Directo r de Área Dirección General de Med ición y

Com ercialización de la Producción

Subdirector de Área Dirección General de Medición y

Com ercialización de la Producción

EL ORÓ

--ib~ ING. YUSAM DE JESÚS ANGUIANO AL VARADO

Subdirectora de Área Dirección General de Medición y

Com ercialización de la Producción

55

Director General Dirección General de Prospectiva y Evaluación

Económi a

Director General Dirección General de Dictámenes de Extracción

Directora Genera l Dirección General de Medición y

Comercialización de la Producción

Titular de la Unidad Téc a de Extracción y su Supervisión

Los firmantes del presente Dictamen lo hac conforme al á"T1b1to de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 20, 5, 37 y 42 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 solicitud de aprobación del Plan de Desarro 10 para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0154- Chalabil Campo Hok.

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