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ASIGNACIÓN A-0172-M-CAMPO KAMBESAH ·
DICTAMEN TÉCNICO DE LA MODIFICACIÓN AL
PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN
DE HIDROCARBUROS
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN Junio 2019
Comisión Nacional rln Uir-ft"A.r#"\t>h1 tYA�
Contenido
CONTENIDO ...................................................................................................................................................... 2
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 ................................................. 8
A) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN ....... . ............ 8
B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ............... 9
C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ....................................... ................. 11
D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FÍSICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL
E)
G)
H)
1)
A.
B.
J)
K)
v.
PLAN DE DESARROLLO ................................. ................... ....................................... . ............................... 12
POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR. ............................. . . ............ 15
COMPARATIVO DEL CAMPO KAMBESAH A NIVEL INTERNACIONAL ..... . .................... .................... ...... 21
EVALUACIÓN ECONÓMICA ...... ................................................... . ············································ . .... 23
MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ............. . ................... ······················· ... 27
CRITERIOS Y EVALUACIÓN DE LA MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS ............... . . ......... 35
SOLICITUD OPINIÓN SECRETARÍA DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO (SHCP) ..... . ............................. 38
COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ....... .................... ................... . ..... 42
PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL .......................... 43
MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y
MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ........................................ 47
VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS .......................................................................... 51
VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL ......................................... 52
VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................................... 53
A)
B)
C)
D)
E)
F)
ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS .............. . . .......... 53
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........... . ............. 53
PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS........... .............................. ................... . ................ 53
LA UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MÁS ADECUADA PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS, EN FUNCIÓN DE LOS RESULTADOS PRODUCTIVOS Y ECONÓMICOS......... . ............. 54
EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL .................. . ............................. .................................. .... .54
MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ..... . ..... 55
IX. RECOMENDACIONES ............................................................................................................. �:, /
� �\ 7-;;r
\ rfl\ -Com1s1dn
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO GOB.MX HIDROCARBUROS GOB.MX Nac,ona!._dc H1dr0Ccbvuros '
2
:l. Datos gene�ales del Asignatario
El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación A-0172-M-Campo Kambesah, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, Asignatario o PEP), por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Aseguramiento Tecnológico, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación (en adelante, DOF el 5 de enero de 2017. Los datos se muestran en la Tabla l.
¡ Nombre �- - ... . -- ---�··--- . . - ·�-------- -�- ·-1 • • •
! Estado y mumc1p10
t ., • • ...
· Area de As1gnac1on
Fecha de emisión del título de. Asignélción modifi�éldo
· Vigencia
Tipo de Asignación
, Profundidad para extracción
Profundidad para exploración
Yacimientos y/o Campos
Colindancias
Descripción
j A-0172-M - C�rr,p��:� b�s:� . -·~
· Aguas Territoriales del Golfo de México
. 21.68 Km2
, 13 agosto de 2014
¡ 20 años a partir del 73 de agosto de 2014
Extracción de Hidrocarburos
j 3,640 - 3,900 [mvbnm] i : No aplica
' Cretácico Superior, Medio e Inferior
: A-0167-M - Campo lxtoc (al Oeste)
Tabla 7. Datos Generales Asignación A-0772-M - Campo Kambesah.
(Fuente: Comisión con información de PEP).
La Asignación en comento se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas de los estados de Campeche, a 90 km al NE de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 40-50 m. La ubicación de dicha Asignación dentro de la república mexicana se representa en la Figura l, mientras que las coordenadas del polígono se
/encuentran en la Tabla 2. •?.e �..,.
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T ~ � l
¡- .i Conm,dn
GOB MX/CNH RONDASMEXICO GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX < "",, dcion,lbde • 1 �--L __ __;_ __ _
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3
• A.-;)t?:M._O:.-� . ...::i.r-wc.,h_Po.r••
.- ]A-01n.u .. c,�"'zu .. uh ,�"P<J•
Figura 7. Ubicación de la Asignación A-0772-/VI-Campo Kambesah. {Fuente: Pemex)
Vértice Título de Asignación
Longitud Oeste Latitud Norte
1 92º 09' 00" 19º 25' 00"
2 92° 08' 30" 19° 25' 00"
3 92° 08' 30" 19° 24' 30"
4 92° 08' 00" 19º 24' 30"
5 92° 08' 00" 19º 23' 00"
6 92º 09' 00" 19° 23' 00"
7 92° 09' 00" 19° 22' 30"
8 92° 10' 00" 19º 22' 30"
9 92° 10' 00" 19º 23' 00"
10 92° 10' 30" 19° 23' 00"
11 92º 10' 30" 19° 26' 00"
12 92º 09' 00" 19º 26' 00"
Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices de la Asignación A-0772-/VI-Campo Kambesah (Fuente: Comisión con información del Título de Asignación).
, -
' -Comkión GOB MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX , Nadc,ona
rh
l de M1 roe., uros
I
4
11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluaciónde la información
El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen de la modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción propuesto por PEP, involucró la participación de cinco
direcciones administrativas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, ·
Comisión): la Dirección General de Dictámenes de Extracción (en adelante, DGDE),
Dirección General de Medición, Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada,
Dirección General de Comercialización de la Producción y la Dirección General de
Estadística y Evaluación Económica. Además, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial
y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), quien es
la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos, así como
la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para
evaluar el porcentaje de Contenido Nacional.
La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y
resolución respecto de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las
constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/30/2078 Dictamen Técnico de la
Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-772-M-Campo
Kambesah de la DGDE de esta Comisión.
PEP-DG-SAPEP-GCR-2776-2018 Solicitud de modificación del
Plan de Desarrollo para la Extracción 20/12/2018
=
250.064/2018 [)eclaratoria de suficietacia de
información 20/02/2019
UCN.430.2019.0295 Opinión de cumplimiento de
Contenido Nacional SE 24/05/19
.
.
250.021/2018 Prevención de información
21/01/2019
250.222/2019
Solicitud de comparecencia 21/05/2019
Presentación en Órgano de Gobierno
06/06/19
.
PEP-DG-5APEP-GCR-332-2019 Atención a la prevención
11/02/2019
PEP-DG-SAPEP-GCR-1529-2019 Alcance como Atención a la
comparecencia 24/05/2019
Figura 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución.
(Fuente: Comisión).
-
i - Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX 1
1 Naetona'._de
! l·hdroc.JnJUfOS
f
5
111. Criterios de evalüación utilizados
Se verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos.
La Comisión consideró los principios y criterios y elementos a evaluar contenidos en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y en términos de los artículos 7 y 8 de los "Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, así como sus modificaciones" (en adelante, Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción. Al respecto, se advierte que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 8, fracción 11, 40, fracción 11, incisos e) y h), 41, y el Anexo 11 de los Lineamientos.
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 7, 8 fracción 11, ll, 20, 40, fracción 11, incisos e) y h), así como 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en dicho Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
Las modificaciones propuestas al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos, conforme a lo siguiente:
a) Presentó un comparativo entre el Plan aprobado y el proyecto de Plan con lasmodificaciones propuestas;
b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de la modificaciónpropuesta, en términos técnicos, económicos y operativos;
c) Contiene el sustento documental de la modificación propuesta;d) Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la modificación propuesta;e) Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan, yf) Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del Anexo 11
/ de los Lineamientos. ¡H v-
/# i o' ,,1
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX N.idonal de
t-lid1ocarburos
' '
�--------
6
Cabe señalar que el 12 de abril de 2019, fueron publicados en el DOF los LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos. No obstante, el tercero transitorio de dicho ordenamiento indica que los trámites de aprobación y modificación de Planes iniciados ante la Comisión con anterioridad a su
trámite respectivo. entrada en vigor se substanciarán conforme a los lineamientos vigentes al
J inicio del .(
(7C Ir
- � - .
-Com1s1dn GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Naddonal
b
de H, rocar uros
-----------
�
(
7
IV. Análisis y Evaluación de los elem�ntos del Plan
a) Características Generales y propiedades de los yacimientos de la Asignación
Las principales características generales geológicas, petrofísicasy propiedades de los
fluidos de los yacimientos incluidos en la Asignación A-0172-M-Campo Kambesah se
muestran en la Tabla 3.
Características generales
Área (km2)
Año de descubrimiento
Fecha de inicio de explotación
Profundidad promedio (mvbnm)
Elevación (m)
Pozos
Número y tipo de pozos perforados
Fluyentes
Cerrados
Productores
Taponados
Letrina
Total
Tipo de sistemas artificiales de producción
Era, período y época
Cuenca
Play
Régimen tectónico
Ambiente de depósito
Litología almacén
Mineralogía (%)
Saturaciones (%)
Marco Geológico
Propiedades petrofísicas
(Especificar tipo de saturación como inicial, irreductible, de agua, gas, aceite, etc.)
Porosidad y tipo
Permeabilidad (mD)
(Especificar tipo como absoluta, vertical, horizontal, etc.)
Espesor bruto promedio (m)
Espesor neto promedio (m)
Relación neto/bruto
Propiedades de los fluidos
Yacimiento Brecha PaleocenoCretácico Superior
27.68
2008
2013
3,700
40-50
Pozos de Desarrollo
Total de productores 4
4
2
Total de taponados l
Total de pozos letrina O
Total de pozos 7
Bombeo Neumático (BN)
Mesozoico/ Cretácico Superior
Pilar-Reforma-Akal
BKS
Extensivo-Compresivo
Flujos de escombros
Brechas calizas dolomitizadas
24.6 Calcita/ 59 Dolomita/ 5.1 Arcilla
11.6
De agua total
10.9 / Secundaria
368 - 2,000
Absoluta
70
52.6
75.1 %
-Com,s,ón GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.COB MX Nacmnaldc
H,drocarbums
8
Tipo de hidrocarburos
Densidad del aceite a condiciones de Pb y Ty (g/cm3)
Densidad API a condiciones de superficie
Viscosidad (cp) a condiciones de Pb y Ty
Viscosidad (cp) a condiciones de superficie
Relación gas - aceite inicial/ actual (m3/m3)
Bo inicial / actual (m31m3)
Calidad y contenido de azufre
Presión de saturación o rocío (kg/cm2)
Factor de conversión del gas (b/Mpc)
Poder calorífico del gas neto (BTU/pc)
Propiedades del yacimiento
Temperatura (ºC)
Presión inicial (kg/cm2)
Presión actual (kg/cm2)
Mecanismos de empuje principal y secundario
Métodos de recuperación secundaria
Métodos de recuperación mejorada
Gastos actuales (bpd)
Gastos máximos y fecha de observación
Corte de agua (%)
Datos referidos a octubre de 2078.
Extracción
Aceite negro
Sin descripción
29
0.434
l.836
94.2 / 94.2
7.39 / 7.40
2.69
780.84
4.56
7,482.3
740
205
780.7
Empuje hidráulico, gas en solución
En estudio
En estudio
75,985 bd
37,790 bd
(dic-2074)
29.97
Tabla 3. Propiedades de los yacimientos que integran la Asignación A-0772-M - Campo Kambesah.
{Fuente: PEP, datos presentados en la solicitud de modificación al Plan en diciembre de
� /.,
2078). \
b) Motivo y Justificación de la modificación del Plan de Desarrollo para la
Extracción
PEP presenta la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extraccivóen
z, �
1con corte de acti v idad al año 2018 y la modificación propuesta inicia una aprobado el presente Dictamen.
� ) Q 5 , . '
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nacional de
Hidrocarburos
� A � �
9
PEP señala que en el Plan vigente se tenía pronosticado recuperar un volumen de
26.97 millones de barriles de petróleo (en adelante, mmb) y 75.97 mil millones de pies
cúbicos de gas (en adelante, mmmpc) en el periodo de 2075 a 2026, mientras que la
producción real en el período 2075-2078 fue 38.44 mmb y 77.83 mmmpc.
Para continuar con el desarrollo del campo se proponen las actividades de reparación
menor (en adelante, RME}, taponamiento y actividades de abandono.
Con base en el artículo 40 fracción 11 incisos e) y h) de los Lineamientos, el Plan de
Desarrollo para la Extracción de la Asignación del Campo Kambesah se modifica
debido a:
• Existe una variación en el avance físico-presupuesta! del Plan aprobado;
En el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, para el periodo 2075-2078, se tenía
contemplado la perforación de 7 pozo de d_esarrollo y 7 pozo inyector. No se tenía
contemplado ejecutar reparaciones mayores (en adelante, RMA}. El gasto de
operación contemplado fue 278.96 MMusd.
En el periodo 2075-2078, la actividad real fue la perforación de 7 pozo, y 7 RMA El gasto
de operación real fue 62.06 MMusd, lo que representa un decremento de 77.65%,
respecto de lo originalmente propuesto en el Plan vigente.7
Aunado a lo anterior, el Operador propone ejecutar en la modificación para el periodo
2079-2033, cincuenta y cuatro (54) RME, optimización de los pozos productores y
actividades de abandono del campo (pozos, duetos, plataforma).
• Existe una variación en el monto de inversión;
En el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente se tenía contemplado realizar una
inversión de 409.6 MMusd en el periodo 2075-2078, sin embargo, en ese mismo
periodo se ejerció un monto real de inversión de 269.78 MMusd, lo que representa
una disminución de la inversión en 739.99 MMusd.7, respecto de lo originalmente
propuesto en el Plan vigente.
1 Con base en información presentada por el Asignatario en su solicitud de modificación, todos los montos
referidos en el presente análisis corresponden a dólares 2018.
- -·· , , -7
, - Comisión 1 GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX N�dcionalde ' H1 rocarburos ,
,. � - A -
70
e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos .
La siguiente información (Figura 3) muestra la evolución anual de las reservas de aceite y gas para las diferentes categorías (Probadas, Probables y Posibles) en el campo Kambesah.
'--
a.
(1) -o -
1/) (1) (1) ...,
- e: ·;:: O) '-- -
(U (U .D .2:'.
(1) :::, -o o-V) q¡ (1) oe: -o o :::,- '--= u
�
(1) u a.
� �
100
90
80
70
60
so
40
30
9.66 20
11 10
o
2011
Reservas en Petróleo Crudo Equivalente
10.39
15.90 15.80 10.10
1 1 2012 2013 2014 2015 2016
■ Probadas Probables
2017
1 2018 2019
Figura 3. Evolución de las reservas en Petróleo Crudo Equivalente de la Asignación Kambesah en
el periodo 2075-2079.
{Fuente: Comisión).
El volumen de hidrocarburos a recuperar planteado por PEP, dentro de la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, es de 25.71 MMb, y 24.12 MMMpc, lo cual representa 30.99 millones de petróleo crudo equivalente (en adelante, MMbpce) ambas cifras de Reservas, estimadas al año 2032 (límite económico).
Los volúmenes por recuperar propuestos en la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción se encuentran asociados a la categoría Probada, lo cual es consistente con la información presentada por PEP en el Procedimiento Anual de ¡\ , Cuantificación y Certificación de Reservas al l de enero de 2019.
"f Cabe resaltar que el volumen original y las reservas han tenido variaciones como consecuencia de la reinterpretación de la sísmica, ajustes en variables del PVT, y
/ resultados de los pozos perforados. e \'2 �
l�
fr -Com1S1ón
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nac,onald• Hidrocarburos ,
ll
Factor de Producción
Volumen original recuperación Reservas Categoría final
Acumulada 01
Año Yacimiento de
reservas Aceite Gas
Aceite Gas natural
Aceite Gas Condensado PCP Aceite Gas
2079 Bp-Ks
lP
2P
3P
MMb
240.03
240.03
240.03
MMMpc
127.03
127.03
127.03
% % MMb
32.20 37.80 25.71
32.20 37.80 25.71
32.20 37.80 25.71
'Los totales pueden no coincidir por redondeo de cifras.
MMMpc
24.12
24.12
24.12
**Valores de PCE estimados con facto equivalente d reservas cuantificadas 2019.1
MMb
0.320
0.320
0.320
MMb
30.99
30.99
30.99
MMb
51.58
51.58
51.58
MMMpc
23.89
23.89
23.89
1. Producción acumulada al 31 de diciembre de 2018 (Enero - Octubre real y proyección de cierre).
Año
Tabla 4. Volumen de reservas certificadas al 7º de enero de 2079 para la Asignación.
(Fuente: PEP).
Categoría Factor de
Volumen recuperación Producción original
de Reservas acumulada
reservas Final
Aceite Gas Aceite Gas Aceite Gas Condensado PCE Aceite Gas
MMb natural lP, 2P o 3P
MMMpc % % MMb MMMpc MMb MMb MMb MMMpc
240.03 127.03 lP 32.20 37.80 25.71 24.12 0.320 30.99"
2019* 240.03 127.03 2P 32.20 37.80 25.71 24.12 0.320 30.99" 51.58 23.89
240.03 127.03 3P 32.20 37.80 25.71 24.12 0.320 30.99"
240.03 127.03 lP 32.19 32.24 31.92 20.02 0.320 36.61
2018 240.03 127.03 2P 32.19 32.24 31.92 20.02 0.320 36.61 45.35 20.94
240.03 127.03 3P 32.19 32.24 31.92 20.02 0.320 36.61
240.03 127.03 lP 32.21 33.65 41.24 26.08 l.080 48.01
2017 240.03 127.03 2P 32.21 33.65 41.24 26.08 1.080 48.01 36.09 16.67
240.03 127.03 3P 32.21 33.65 41.24 26.08 1.080 48.01
221.26 149.82 lP 30.61 21.84 42.71 21.17 0.660 47.23
2016 221.26 149.82 2P 30.61 21.84 42.71 21.17 0.660 47.23 25.01 11.55
221.26 149.82 3P 30.61 21.84 42.71 21.17 0.660 47.23
246.78 167.10 lP 35.71 24.30 74.98 34.53 1.281 82.59
2015 300.52 203.49 2P 32.46 22.09 84.42 38.88 1.442 92.98 13.14 6.07
300.52 203.49 3P 32.46 22.09 84.42 38.88 1.442 92.98
• Reservas certificadas 2079
•• Valores de PCE estimados con Fac. Equiv. de cédulas 2079.
Nota: Las cifras pueden no coincidir por el redondeo.
Tabla 5. Reservas certificas del período 2075-2079 de la Asignación.
{Fuente: PEP).
d) Comparativo de la actividad física del Plan vigente contra la solicitud de
modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
El Plan de Desarrollo para la Extracción vigente tiene como Compromiso Mínimo de Trabajo considera: 2 perforaciones (l pozo de desarrollo y l inyector) con una inversión de 409.62 tv1 tv1 usd para el. período producción de 26.97 tvltvlb y 15.91 tvltvltvlpc.
de 2015 - 2035, y un volumen de
�
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, - � � -' -Comi�16n
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX , N�ddonalbu
de ' ,
H1 rocar ros ,
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�,/ �
12
La nueva propuesta del Plan de Desarrollo para la Extracción considera 54 RME (estimulaciones y reconversiones a Bombeo Neumático}, 6 taponamientos, y actividades de abandono de los duetos y la plataforma, con la inversión de 660.2 MMusd (245.2 MMusd de inversión y 345 MMusd de gasto operativo). que permitirán recuperar para el período 2079 - 2033 un volumen de 25.77 MMb de petróleo y 24.72 MMMpc de gas.
En la Tabla 6 se presenta un comparativo de la actividad física aprobada en el Plan vigente, la actividad física real ejecutada por el Asignatario a 2078 y la actividad física propuesta en la presente solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción. El Plan propuesto refiere las Actividades petroleras relacionadas con la recuperación de las reservas en el horizonte de producción de la Asignación; es decir, que las Actividades de extracción están previstas desde el año 2079 hasta el 2032 (límite económico). mientras que las actividades de abandono se realizarán en el período 2033-2034.
2015-2035
Plan Propuesto
2019-2033 - . - -- --�--.� - -
! Perforación y: T�rn:-in_él�ión: Reparación¡ __ mayor
Número ! Reparación
menor-
."r:�e_ona_!!li_et:1t(?SAbandono . - --- - - - · -· -- -
Reserv� {lP): Reserva {2P) MMbpce
_R_eserva {3P)Volumen de
MMb aceite a extraer .
Volumen de gas MMMpc a extraer
Inversión MMusd Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
2
3
.
29.411)
39.511¡
39_50)
26.97
75.97
409.914)
26
�-�
--- ----36.6712)
36.6712)
36.6712)
8.20
2.99
- .
269.6314)
7) Las reservas del Plan Aprobado son las reservas certificadas al 7º de enero de 2074.
2) Las reservas reales corresponden a las reservas certificadas al 7° de enero de 2078.
54
6 51s¡
30.9913)
30.99 13)
30.99 13)
25.71
24.72
24514)
3) Las reservas certificadas del Plan Propuesto corresponden a las reservas 7P certificadas al 7º de enero de 2079.
4) De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Operador.
5) Las actividades de abandono están contempladas hasta el año 2033. Cuatro inertizaciones de duetos, un
desmantelamiento de estructura marina.
Tabla 6. Comparativa de actividad física entre el Plan Aprobado y el Plan Propuesto de la
Asignación.
{Fuente: Comisión con la información presentada por PEP}.
La comparación de avance para el periodo comprendido de enero de 2075 a
noviembre de 2078 para la actividad física y para el periodo comprendido de enero
de 2075 a septiembre de 2078 para la inversión y gastos de operación, entre lo real
' . . . . .. - . - . --,' ' : -Comisidn 1
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX I N�d«onalde '. H1 rocarburos
¡ : L.-� -- --------'------,..l
73
ejecutado por PEP y lo contemplado en el Plan vigente para la Asignación A-172-M
Campo Kambesah, se muestra en la Tabla siguiente {Tabla 7).
Qo (mbd) Perf.
(número)
Term.
(número) (número)
Inversión
(MMusd)
2015 24.00 32.Sl 14.00 15.01 o o 2 o o 151.10 103.34
2016 26.00 30.28 15.00 12.54 2 o 2 o o 257.86 90.99
2017 21.00 25.40 12.00 10.76 o o o o o o 0.68 33.99
2018 4.00 16.56 2.00 6.86 o o o o o o 0.00 41.31
*Inversiones del Plan vigente referidos a pesos@2018 (TC 18.7 pesos/usd). Factor de inflación utilizado para 2015, 2016, 2017 y 2018 es de 1.1547. **Inversiones de lo real ejecutado referidos a pesos@2018 (TC 18.7 pesos/usd). Los factores de inflación utilizados son: 2015 = 1.1167 2016 = l.0826 2017 = l.0479 2018 = l
Tabla 7. Comparación de avance entre el Plan vigente vs. real ejecutado, en la A-0772-M-Campo Kambesah.
{Fuente: Comisión con la información presentada por PEP}.
En las Figuras 4 y 5 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de
producción de aceite y gas, producción acumulada del Plan de Desarrollo para la
Extracción vigente, cifras reales a diciembre de 2018 y la solicitud de modificación del
Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación.
40
36
32
28
�24..o �20
O 16
12
8
4
=m Plan Propuesto
- Qo histórico
-Plan aprobado (RO)
Figura 4. Perfiles de producción asociadas del Campo Kambesah.
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP}.
Fin Vigencia Asignación
� - � ~ - • � • -�
; - Comisión. : GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX ' NHacd looal
de , 1 , rocarburos . ' ! _ ___________ ' :1
74
20
Inicio Vigencia A::lgnaclón
16 l
-12 Inicio del Plan Propue::to
o, 8 O'
4
o M -4" "' "' "
5 5 5 5 5 N N N N N
CX) "' o Ñ 5 N
o o N N
N N
N ¡:¡ -4" )!l "' " to "'
N N N N N N o o o o o o o o N N N N N N N N
W/u✓• Plan propuesto -Qg histórico
-Plan Aprobado (RO)
Limite Económico del Plan Propue:;to
Fin Vigencia Mlgnaclón
l o ;;; N M -4" M M M M M
o o o o o o N
N N N N N
Figura 5. Perfiles de producción asociadas del Campo Kambesah.
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
En lo que se refiere a la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la
Extracción, se estima la recuperación de un volumen de 25.71 MMb de petróleo, y
24.12 MMMpc de gas hidrocarburo lo que equivale a 30.99 MMbpce para el periodo
comprendido entre el año 2019 y hasta el límite económico, el cual finaliza en 2032.
e) Pozos perforados y pozos a perforar
En la Asignación A-172-M-Campo Kambesah se tienen 7 pozos perforados, de los
cuales 4 actualmente son productores con Bombeo Neumático como sistema
artificial de producción, l con taponamiento definitivo y 2 cerrados con posibilidades.
En la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la
Asignación A-172-M- Campo Kambesah, no se tienen contempladas actividades de
perforación.
f) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la
Extracción
Actualmente la Asignación A-0172-M- Campo Kambesah produce hidrocarburos del
yacimiento Brecha Paleoceno - Cretácico Superior.
-Com�ión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nadcionalde
MI rocarburos ,
'----- �
75
• Alternativas de desarrollo evaluadas
Con el objetivo de proponer la mejor alternativa para la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, el Asignatario planteó tres alternativas que se describen en la Tabla 8, las cuales están enfocadas a la recuperación de la reserva remanente.
e - . Alternativa 1 1 • 1 • aractenst1cas (S 1 • d ) A ternat1va 2 A ternat1va 3 e ecc1ona a Actividades físicas �-��L--.......... �� ____ _
l _____ Actividades físicas (RME) ________ L _' Producción aceite (MMb) ·
Prod_u_c:ci�� g_a�JMMMpc)_ · ·'" ·-··--
-� Volumen de petróleo crudo '.i_ equivalente a recuperar
,-.......�----l�.�-bp_c:eL ·-· .. _. _Factor de recuperación final de
, aceite(%) :·-Gastos de Operación (MMusd) ·--• ____ 1nversiones.(MM1.1sd) __ _
54
25.71
24.11
30.992
32.20
345.8
245.2
Sistema Artificial de Producción Bombeo
Neumático
Indicadores económicos ; . -- --�--- ---�--- - -
3
25.7
24.7
30.99
32.20
353.4
264.7
Bombeo
Neumático
2 3
25.7
24.7
30.99
32.20
360.1
283.4
Bombeo
Neumático
999.9 v��-�!.(M"'1_u_s_dL____ _ 1,018.7
VPN DI (MMusd) ,---208.8 l,_012.6
192.7
785.4
5.5
•-----·-·--------·---· ....--,
VPI (MMUSd) ·¡ -•-•e- - 164.7 - - VPN/VPI Al (usd/usd) -·- 6.
·�¿- -�· -•
1.0
_, .... ;---.. -. -
176.9
202.5
4.9
0.9 ,_ --�--�VPNivPI DI (usd)usd)---
.. 1.3 1) Volumen por recuperar con fa alternativa propuesta.
- ----�--�---�-"---�--
2)Reservas en PCE a recuperar con la alternativa propuesta.
Tabla 8. Descripción de las alternativas presentadas por PEP.
{Fuente: Comisión con datos de PEP}.
Alternativa 1 {Seleccionada) Para desarrollar la totalidad de las reservas, PEP considera 54RME, no considera la construcción de infraestructura nueva, 6 taponamientos a pozos y el abandono de la infraestructura asociada.
'
Adicionalmente, el Plan propuesto contempla limpiezas en el sistema integral de producción (aparejos, bajantes, estranguladores, válvula de bombeo neumático). corrección de anomalías, aforos, cambios de aparejo con rediseño de bombeo neumático, disparos en tubería en la parte alta del intervalo productor, toma de registros de presión de fondo cerrado, realizar estudios de núcleos mediante análisis especiales para desarrdlar un modelo de saturación de agua que coadyuve a estimar las reservas y desarrollar pruebas de laboratorio para estudios de recuperación adicional de hidrocarburos.
Alternativa 2 Para desarrollar la totalidad de la reserva remanente, además de dar continuidad a los pozos que producen en la actualidad y realizar actividades de abandono como en
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX 16
la Alternativa l, la Alternativa 2 considera reincorporar a producción al pozo Kambesah-6, a través de una RMA (ventana), el cual fue cerrado por alto corte de agua. PEP menciona que el resultado de la RMA está comprometido debido al riesgo asociado al incremento de flujo fracciona! que se ha observado en la zona.
Alternativa 3
Para desarrollar la totalidad de la reserva remanente, esta Alternativa considera reactivar 2 pozos (Kambesah-6 y Kambesah-7), sin embargo, ambas resultan riesgosas debido a la ventana de petróleo reducida y la alta densidad de fracturas en el yacimiento. Adicionalmente consideró para esta Alternativa, la realización de 3 RME en los pozos Kambesah-3, Kambesah-4 y Kambesah-5, las cuales consisten en disparos en la parte alta de los intervalos productores.
Derivado de la evaluación a las alternativas señaladas en la Tabla 8, el Asignatario manifiesta que la Alternativa l es la que ofrece un balance óptimo entre un máximo factor de recuperación y eficiencia de inversión para la etapa de desarrollo en la que se encuentra el campo Kambesah; por lo consiguiente la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción con esta alternativa, permitiría la máxima extracción de las reservas.
Resulta conveniente mencionar que (adicionalmente al análisis documentado por PEP), si bien las tres alternativas buscan recuperar la totalidad de las reservas, la Alternativa 2 requiere un año menos para recuperar las reservas comparada con las Alternativa l y 3, pero requiere 19.5 MMusd más de inversión, lo cual se ve reflejado en el Valor Presente de la Inversión (VPI} de los indicadores económicos documentados por PEP.
Por otro lado, las Alternativas l y 3 recuperan las reservas en el mismo periodo, sin embargo, la Alternativa. 3 propone 2 RMA, lo que incrementa la inversión en 38.2 MMusd comparado con la Alternativa l, lo cual se refleja en los indicadores presentados por PEP.
Con la alternativa seleccionada, se pretende incrementar el Factor de Recuperación de aceite de 21.49 % a 51.58 %, y el del gas de 18.81 % hasta 23.89 %.
• Actividades físicas y volúmenes de hidrocarburos a recuperar (a la vigencia de laAsignación)
La propuesta de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0172-M-Campo Kambesah, considera en el periodo 2019-2034, 54 RME, 6 taponamientos, el desmantelamiento y recuperación del estructura marina, y la inertización de 4 duetos. Se estima recuperar un volumen de 25.71 MMb de petróleo y 24.12 MMMpc de gas, lo cual equivale a 30.99 MMbpce, con una inversión y un gasto
/ de operación para la Asignación de 660.2 MMusd. . . \ \Z--'- ,L ,
� "� GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX 17
En la Figura 6 se muestran la ubicación de los pozos productores.
o o .
1 CO co '"
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585600
585600
586400 587200 588000 588800 589600 590400 591200
586400 587200 588000 588800 589600 590400 591200
592000
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N
... .. ...
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592000
Figura 6. Mapa estructural con la ubicación de los pozos productores en el campo
Kambesah.
(Fuente: PEP}.
• Esquema de explotación propuesto
Está enfocado en continuar la explotación del yacimiento Brecha Paleoceno
Cretácico Superior (Bp - Ks) para la recuperación de las reservas de 25.77 MMb de
petróleo y 24.12 MMMpc de gas mediante la operación y mantenimiento de los pozos
actuales.
El Campo Kambesah produce hidrocarburos de la formación Brecha Paleoceno - J'l Cretácico Superior. De acuerdo con la información proporcionada por el Asignatario, (f
inició operaciones en 2073, para el manejo de producción, se comparte
�vi ¿:r--
infraestructura con las Asignaciones Kutz, Akal y Sihil.
-
-Com;són GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nacoonal de
Hidrocarburos
l ~ - ---�-- ------- ---~ '
18
La producción de Kambesah, es enviada a Kutz-TA, donde se mezcla con corrientes de otros campos. Posteriormente, la mezcla es enviada a Akal TJmJ. El Asignatario señala que ambas plataformas saldrán de operación en el 2028 y 2026; respectivamente, por lo que la desincorporación de la infraestructura asociada a Kambesah no afecta el funcionamiento de otras Asignaciones. El desmantelamiento y recuperación de l estructura marina, así como la inertización de 4 duetos propuestos en la modificación del Plan de Kambesah, no afecta a la operación de otros campos.
El Asignatario presenta los pronósticos de producción de los 4 pozos con los cuales pretende extraer las reservas. En la Tabla 9 se observa que los pronósticos de producción de los pozos Kambesah-2 y Kambesah-3, muestran valores de Relación Gas-Aceite (RGA} por arriba de la máxima establecida en el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural (en adelante, PAGNA} aprobado, debido a su posición estructural y a la presión de saturación alcanzada en la cima de la estructura en el año 2007.
Pozo Unidad 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Kambesah-2 m3/m3 l1l 138 183 247 324 413 497 586 686 801 932 1083 1195
Kambesah-3 m3/m3 100 137 182 246 323 396
Kambesah-4 m3/m3 93 92 91 90 89 88 87 87 86 85 84 84 83
Kambesah-5 m3/m3 93 92 91 90 89 88 87 87 86 85 84 84
Pramedio anual de la 102 122 146 173 199 213 212 221 229 237 244 251 347
RGA
Tabla 9. Predicción de la Relación Gas-Aceite por pozo de la as,gnac,ón Kambesah.
(Fuente: Comisión con datos de PEP).
2032
1246
83
344
La Figura 7, muestra el comportamiento de presión-producción del yacimiento Cretácico del campo Kambesah, donde se observa que la pendiente de presión se mantiene a la largo de la vigencia del Plan como de la comunicación del acuífero regional que existe en el área. De lo anterior, se deduce que los volúmenes de gas ::r
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afectan la energía del yacimiento, asegur
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-Comisión ¡ GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX N
H�dc,onalbde 1 rocar uros
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19
16
14 m: -0.006
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m: -0.004
2 -10 r-----... J __o - 8
u
6
o
2
--OoTotal
--Qg Total
--Presión
Limite Ecoóomico del Plan Propuesto
Fin Vigencia Asignación
190
180
170
160 � O)
150 :Q <f)
� 140 o...
130
O -t----.----,.--,----.--......--.-----,--,----.---r--..-----.-----.----.---,----+ 120 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Figura 7. Comportamiento predictivo de presión y producción aceite y gas de la Asignación
A-0772-M-Campo Kambesah yacimiento Cretácico.
(Fuente: PEP).
Con relación a la producción de agua, los pozos Kambesah-3, Kambesah-4 y Kambesah-5, producen con corte de agua entre 30 % y 50 %, mientras que el Kambesah-2 produce sin agua. Derivado de lo anterior, PEP propone un gasto crítico de 7,432 bpd. Teniendo en consideración el comportamiento del campo análogo lxtoc, se continuará l.a producción de hidrocarburos con incrementos paulatinos en el corte de agua, aprovechando la capacidad de manejo, transporte y envío de los fluidos producidos.
Dado el estado de madurez y características de Kambesah, se observa que, con las condiciones propuestas en los pozos para la extracción de hidrocarburos, se mantiene un ritmo de explotación apropiado para maximizar el factor de recuperación.
Es necesario mencionar que aún cuando se observan condiciones adecuadas para la extracción en Kambesah, PEP contempla realizar actividades de monitoreo y mitigación en caso de que se presenten incrementos de la producción de gas o de agua. Como medidas de monitoreo para control de gas, PEP propone realizar mediciones de cada fase (petróleo, gas, agua) y en caso de observar incrementos en la RGA, estrangular pozos de manera gradual, reducir el gasto de inyección de bombeo neumático, y cerrar pozos. Para el caso del agua, realizar mediciones de producción por fase, optimizar inyección de gas de bombeo neumático, cerrar pozos.
En caso de presentarse alta producción de gas o agua, que afecten la correcta extracción de hidrocarburos del campo, PEP contempla la modificación del Plan y su
/
meta de aprovechamiento. d,,
�e
?!Y i� ' -
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nacoonal de
Hidrocarburos 20
g) Comparativo del Campo Kambesah a nivel internacional
Con el objeto de determinar si el Asignatario propone una modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción del campo Kambesah procurando la maximización del
factor de recuperación, la Comisión realizó una comparación de los factores de
recuperación con campos nacionales e internacionales de características y
propiedades similares a las del campo Kambesah. Cabe señalar que todos los
campos seleccionados se encuentran costa afuera (ver Tabla 10).
En la Tabla 10 se muestran las características y propiedades utilizados para la selección de los campos análogos:
Característica Descripción
Tipo de hidrocarburo Aceite y aceite con gas
Densidad {ºAPI} 25-40
Edad geológica Cretácico
Ambiente de Depósito Carbonatos
Litología Calizas y dolomías
Mecanismo de empuje principal Acuífero activo y gas en solución
Presión inicial del yacimiento {kg/cm2} 775-246
Ubicación Costa afuera
Tabla 70. Criterios de selección del análogo y características del Campo Kambesah.
(Fuente: Comisión).
Se utilizó la base técnica de datos disponible en la Comisión para comparar el desarrollo de campos internacionales con el desarrollo propuesto para el campo Kambesah. La información técnica indica que los campos Kitina, Sirri y Zakum, ubicados en República del Congo, Irán y Emiratos Árabes Unidos, respectivamente, presentan características similares al campo en estudio.
A continuación, en las Tablas ll y 12, se presenta un resumen de los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.
Camgo
Kambesah
lxtoc
Kitina
Sirri
Zakum
Periodo Tigo de Densidad Mecanismos de
Fluido [ºAPIJ Producción
Cretácico Petróleo 29
Empuje hidráulico y
Superior Ligero gas en solución
Cretácico Petróleo 37
Empuje hidráulico y
Superior Ligero casquete de gas
Cretácico Petróleo 37
Empuje hidráulico y
Inferior Ligero gas en solución
Cretácico Petróleo 33 Gas en solución
Superior Ligero
Cretácico Petróleo 35
Acuífero débil y gas en
Inferior Ligero solución
Tabla 77. Campos análogos y sus caractenst,cas. (Fuente: Comisión con datos de base técnica y PEP}.
- '
-Comisión ; GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nacional de
Hidrocarburos 27
Métodos de
Recuperación Factor de Campo Secundaria, Recuperación Tipos de Pozos
Terciaria Proyectado
Actuales
Kambesah Recuperación
32.2 Direccional y Vertical primaria
lxtoc
Kitina
Sirri
Zakum
Recuperación 54.6 Direccional y Vertical
primaria
Recuperación 70
Direccional y primaria sidetracking
Recuperación Pozos de alcance
7.6 extendido y primaria
horizontales
Pozos de alcance
Recuperación extendido,
38.9 horizontales, secundaria
multilaterales y
sidetracking
Tabla 72. Campos análogos y sus características.
{Fuente: Comisión).
Se observa que el factor de recuperación final estimado para el yacimiento Brecha del Cretácico Superior en Kambesah, está acorde con otros campos similares a nivel
nacional e internacional como es el caso de los campos Kitina (República del Congo).
Sirri (Irán), Zakum (Emiratos Árabes Unidos) e lxtoc a nivel nacional. La Figura 8
presenta los factores de recuperación de estos campos a manera de referencia.
cf2-
z ·O
u,<('awQ::)uwawo
ao1-u<l'.LL
I.P ...
r..:
1 1 IXTOC KAMBESAH KITI NA SI RRI ZAKUM
Figura B. Comparativa de factores de recuperación proyectados
{Fuente: base de datos técnica y PEP)
, , '
-Com1s16n GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nacional
bude
Hkfrocar ros
- 4 -4 4 ...
22
De la figura anterior es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo
de tipo ligero (29 - 37 ºAPI), de rocas calizas principalmente y calizas dolomitizadas,
de aguas someras, factores que impactan directamente en el factor de recuperación
de hidrocarburos. Cabe destacar que en el campo Zakum, se han implementado los
métodos de recuperación secundaria de inyección continua de agua e inyección de
hidrocarburos 5 años después del inicio de explotación del campo y los demás
únicamente han sido explotados mediante la recuperación primaria.
h) Evaluación Económica
El análisis económico de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de
la Asignación A-0772-M-Campo Kambesah, considera los siguientes conceptos:
i. Variación del monto de inversión del Plan Vigente respecto a la Solicitud de
Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción,
ii. Descripción del Programa de Inversiones de la modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción,
iii. Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la
modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción,
iv. Evaluación económica del proyecto de la modificación al Plan de Desarrollo
para la Extracción, y
v. Opinión.
i. Variación del monto de inversión Ronda Cero respecto a la modificación al
Plan de Desarrollo para la Extracción
El Plan de Desarrollo vigente de la Asignación A-0772-M-Campo Kambesah
consideraba, para el periodo 2075-2078, un costo total por $628.6MMUSD2
($409.6MMUSD por concepto de inversiones, y $278.96MMUSD de gastos operativos).
De acuerdo con la información presentada por el Asignatario en la modificación al
Plan, durante el periodo 2075-2078 se ha erogado un monto de $323.7MMUSD
($262.78MMUSD por concepto de inversiones,y $60.96MMUSD de gastos operativos).
Por otro lado, el Asignatario en su modificación al Plan propone un cambio de
estrategia a partir de 2079, misma que incrementa el número de RMA y RME, y la
inclusión de actividades de abandono. Las erogaciones que el Asignatario tiene
programadas ejercer para el periodo 2079-2033 se estiman en $660.24MMUSD, de los
cuales $245.2MMUSD corresponden a inversiones, $345.8MMUSD a gastos
operativos, y $69.3MMUSD a otros egresos3. p1 e'.Á
- --··--·--- -2 Con base en la información presentada por el Asignatario en su solicitud de modificación, todos los montos referidos en el presente análisis corresponden a dólares de 2018. 2 Millones de dólares de los Estados Unidos.3 Se refiere a las erogaciones por concepto de manejo de la producción fuera de la Asignación.
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nacional de
Hidrocarburos , ,
. .
�
l\ v--<.
/ �/ .
t,�
/ ..
23
Como se muestra en la Figura 9, el monto total asociado a la modificación del Plan (considerando únicamente inversiones y gastos operativos, ejercidos más programados: $914.75MMUSD}, representa un incremento de poco más del 46% respecto a lo originalmente aprobado.
914.72
628.56 590.98
Vigente Modificación
*Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.
c::::J Programado ('19-'33)
� Real ('15-'18)
c:=::J Vigente ('15-'18)
Variación (Total)
-e -variación ('15-78')
Figura 9. Comparativo de gastos totales entre el Plan Aprobado y la propuesta de modificación
Así, la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción actualiza lo dispuesto en el artículo 40, fracción 11, inciso h) de los Lineamientos.
ii. Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al
Plan de Desarrollo para la Extracción
De conformidad con lo establecido en los Lineamientos para la elaboración y
presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en
los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y
la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de
hidrocarburos emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (en adelante, Lineamientos de Costos de la SHCP}, el Asignatario presentó la información necesaria que permite clasificar las inversiones programadas por Actividad y Sub-Actividad, tal como se muestra en la Tabla 13, y Figuras 10, 11, 12 y 13.
/ f.C..
-- - -
.,
' -Comisión ' GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOS.MX HIDROCARBUROS.GOB MX NacioNI do
1 Hidrocarburos ;
____________ _.
24
Actividad Sub-Actividad Total ($MMUSD)
Construcción de Instalaciones
Duetos
General
Producción Intervención de Pozos
Operación de Instalaciones de Producción
Otras Ingenierías
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Abandono Desmantelamiento de Instalaciones
Total Programa de Inversiones ª
Otros egresos b
Total (Programa de Inversiones y Otros egresos) a. Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.
b. Se refiere a otros egresos por el manejo de la producción fuera de la Asignación.
$18.60
$ 6.00
$ 427.92
$ 36.79
$ 31.28
$ 2.06
$10.78
$ 57.58
$590.98
$ 69.26
$660.24
Tabla 13. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera.
Operación de
Instalaciones de
Producción
6%
Intervención de
Pozos
7%
Otras
Ingenierías
0.4% Seguridad, Salud y
Medio Ambiente
2%
General
80%
*La Gráfica considera únicamente inversiones y gastos operativos.
Construcción de
Instalaciones
3%
Duetos
7%
Figura 70. Distribución del Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera: Producción.{Total $533.43 MM USO).
-Comisión
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nadc,onal de • H1 rocarburos , � 25
Desmantelamiento de Instalaciones
100%
*La Gráfica considera únicamente inversiones y gastos operativos.
Figura 71. Distribución del Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera: Abandono (Total $57.SBMMUSO}
iii. Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la
Solicitud de modificación
Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente con las actividades propuestas y estuviera presentada de conformidad con lo establecido en los Lineamientos de Costos de la SHCP.
iv. Evaluación económica de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción
El Asignatario presentó la evaluación económica correspondiente al proyecto
propuesto en su solicitud de modificación.
Al considerar los perfiles de producción, inversiones y gastos operativos de la
alternativa seleccionada por el Asignatario, y considerando las premisas descritas a
continuación, esta Comisión obtiene los resultados presentados en la Tabla 14: (i) un
precio de aceite promedio de 61.63 dólares por barril; (ii) un precio de gas constante
durante la vida del proyecto de 5.73 dólares4 por cada millón de BTU5; (iii) un tipo de
cambio de 18.7 MXN/USD constante durante la vida del proyecto; (iv) una tasa de
descuento del 70.0%.
rf 4 De acuerdo con el precio promedio publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la Región VI, a
/
enero de 2019. i2 e_ 5 British Thermal Unit. Para realizar la evaluación económica del proyecto, se emplea un factor de conversión / de 1,367 BTU/pie cúbico extraído; dicho factor de conversión se calcula con base en la información presentada 1
� por el Asignatario.
� �
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX -Comisión
Nacional de Hidrocarburos
26
Indicador Antes Impuestos Después Impuestos
VPN @10% (MMUSD) - 1.$994.67
TIR indeterminada indeterminada
VPI @10% (MMUSD)
VPN/VPI 6.68
$748.95
0.84Tabla 74. Resultados de la evaluación económica.
v. Opinión
A partir del análisis realizado, y con base en los resultados de la evaluación económica se observa que, de las estimaciones propuestas, deriva un proyecto rentable y económicamente viable, antes y después de aplicado el régimen fiscal correspondiente, por lo que se da cumplimiento a lo establecido en los Títulos Tercero y Cuarto de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos.
En tal virtud, la opinión de esta Comisión es favorable respecto de los términos económicos presentados por el Asignatario.
i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
Actualmente el volumen y calidad de los hidrocarburos de la Asignación A-0772-M -Campo Kambesah se determina y asigna de acuerdo con lo establecido en la metodología de balance aprobada mediante el Séptimo Transitorio de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante LTMMH), donde son considerados como Puntos de Medición los presentados en el Anexo 3 de los mismos Lineamientos.
Derivado de la modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0772-M - Campo Kambesah y de conformidad con lo establecido en los artículos 79, 42, 43 y 44 de los LTMMH la Dirección General de Medición (en adelante, DGM), se llevó a cabo el análisis y revisión de la información presentada por PEP con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos.
La producción de la Asignación Kambesah se une con la producción de la Asignación Kutz y es enviada a la plataforma Akal-TJ para la primera etapa de separación, posteriormente es procesada en segunda etapa en el Centro de Proceso Akal-Ljunto con la producción de las Asignaciones Akal y Sihil, el petróleo separado es enviado vía Akal-N, Akal-J, Akal-C a la Terminal Marítima Dos Bocas (en adelante, TMDB); se
� tiene la flexibilidad operativa de enviar la producción vía Akal-J, el gas separado se r· envía al C.P. Akal-J, el cual se comprime y es enviado posteriormente al C.P. Akal-C,
/ mezclándose con el gas proveniente de las plataformas satélites de Akal-C y el gas °(ZL
pi j--b----GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX 27
del C.P. Ku-A ahí se comprime en los módulos y finalmente es enviado al proceso de
endulzamiento e incorporación a la red de Bombeo Neumático.
En cuanto a la cuantificación de los hidrocarouros producidos provenientes de la
Asignación Kambesah, el Asignatario manifiesta que se llevará a cabo conforme lo
siguiente:
Medición de Petróleo
Para la cuantificación del Petróleo, se dispone de mediciones de tipo operacional,
referencial, transferencia y fiscal (Puntos de Medición), en el siguiente esquema se
identifica los tipos de medición empleados actualmente en el manejo y transporte
de petróleo correspondiente a esta Asignación.
ASIGNACIÓN A-0186-M
CAMPOKUTZ
Kutz-TA
ASIGNACIÓN A-0008-M Campo Akal (Vol. Parcial)
ASIGNACIÓN I ASIGNACIÓN A-0308-A-0172-M CAMPO ' 1 M CAMPO SIHIL
KAMBESAH · 1 (Vol. Parcial) ____ .,- 1 -----
L - - - - _: - - _,
• Medición Operacional
Medición Referencial
CENTRO DE PROCESO
AKAL·L
PA-3121
Asignaciones AIPB ASOl-01 (Parcial Akal, Parcial Sihil,
C.E. Ek-Balam, Nohoch, Chac y Takín).
:-- - Te;-m;;;al - - - - - - - - l
SM-100 SM-200
1 1
1·
ASIGNACIÓN A-0008-M Campo Akal (Vol. Parcial)
L.-------1 Asignaciones del
Medición de • Medición Transferencia Fiscal
AIPS AS0l-02 (Ku, Maloob, Zaap, Bacab y Lum)
1 1 ----------------
Figura 12. Tipos de Medición para petróleo correspondientes a la Asignación A-0172-M - Campo
Kambesah
{Fuente: PEP},
La medición de tipo operacional de los pozos se realiza bajo el esquema de medición
multifásica empleando un medidor tipo MPFM Roxar dentro de la plataforma
Kambesah-TA, los cuales fueron evaluados de conformidad con el artículo 24 de los
LTMMH.
La medición de transferencia se lleva a cabo en el Centro de Proceso Akal-L dentro
de la plataforma Akal-Ll por medio de un Sistema de Medición (PA-3121) el cual
cuenta con tres trenes de medición de los cuales dos de ellos disponen con
elementos primarios de tipo ultrasónico y uno con medidor másico tipo Coriolis. Otro
Sistema de Medición de Transferencia se encuentra instalado en la TMDB (SM-800)
de envío al Centro Comercializador de Crudo Palomas, el cual cuenta con cuatro
trenes de medición con elementos primarios tipo turbina de 12 pg de diámetro, con
elementos secundarios de corte de agua, densidad, presión y temperatura.
, � - - ...,
-Comisión GOB,MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB,MX Nacionalde
Hidrocarburos
- - - - - ------ ------ - --
28
Los Puntos de Medición (medición fiscal) propuestos por el Asignatario se encuentran ubicados en la TMDB y en el Centro Comercializador de Crudo Palomas (en adelante, e.e.e Palomas), en la siguiente Tabla 15 se presentan los sistemas de Medición empleados como medición fiscal (Puntos de Medición).
Instalación Tag Tipo de Diámetro Sistema de tecnología Medición
SM-100 Turbina 8 pg.
Terminal Marítima Dos SM-200 Turbina 12 pg. Bocas (TMDB)
Centro PA-100 Ultrasónico 10 pg.
Comercializador de Crudo PA-200 Ultrasónico 8 pg.
Palomas (e.e.e PA-300 Ultrasónico 8 pg. Palomas)
PA-500 Ultrasónico 6pg.
PA-700 Ultrasónico 8 pg.
PA-1700 Ultrasónico 8 pg.
Tabla 75. Puntos de Medición de petróleo (Medición Fiscal) para la Asignación A-0772-M - Campo
Kambesah.
Los Puntos de Medición (Medición Fiscal) cuantifican los volúmenes totales integrados por diferentes corrientes de hidrocarburos.
Medición Gas Natural
Para la cuantificación del gas, se dispone de mediciones de tipo operacional, referencial, transferencia y fiscal (Puntos de Medición). en el siguiente esquema se identifican los tipos de medición empleados actualmente en el manejo y transporte
/ de gas correspondiente a esta Asignación.
f-C '/
15
. . • .. -· ...l
-Comisión ' GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nac,onald•
Hidrocarburos ' 1
------ --- '-'
(\
29
CONTRATO DE fXPLOT ACIÓN
E.K•OAI.AM
• Medición Operacional
Medición Refeu:ncitil
ASIGNACIÓN A-<J161·M
CAMPOIXTOC
Me-didónde Tran!.fe,cncio
• Medición Hsul
ASIGNA(."IÓN A·OOOS·l"",1
Campo Ak11I (Vol. Parcial)
Akal-DRITD Akal-1/TJ
ASIGNACIÓN A-0308·M C-0mpo Sihil (Vol. Pardal)
ASIGNACIÓN A--0008·M Campo Akal (Vol. Pnrcitil)
Sihil-A Akal.TJ
ASIGNACIÓN A-0308•M CAMPO SIHIL (VoL Pa,ci.JI)
CENTRO OE ASIGNACIONE> OEl PROCESO AKAl-C AIPOASOl-02 (Vol. Parcial)
Oescarg,1 indrvlduol
M!)f!,•90
FE-4206AA
Gas 10'¼•SM·00.CJ AkaJ,('A. 1
quemado t
ASIGNACIÓN A·0186-M
CAMPO KUTZ
Kutz.TA
r-·
1
t
Desc�rca Individual eooster's
Asignadones Ku, Maloob, Zaap,
6acobytum.
Akal-C7
Akal.J Perforación
ff.•7755 Ak.al•J1,
ASIGNACIÓN A-Ol72·M CAMPO
KAMBESAH
Gas rf-7756 Akítl·J2
quem.ido
ANILLO DE B.N. MEDIA LUNA SUR
CENTRO DE
CENTRO DE PROCESO Y
TRANSPORTE DE GAS, ATASTA
Figura 73. Tipos de Medición para gas correspondientes a la Asignación A-0772-M - Campo
Kambesah.
(Fuente: PEP).
La medición de referencia se lleva a cabo en la plataforma Akal-J de perforación
mediante los Sistemas de Medición identificados por FQl-100 A, FQl-700D y FQl-l00E
los cuales se ubican en la descarga de los turbocompresores {Tau rus 60). Los equipos
de medición cuentan con elemento primario tipo placa de orificio. Así mismo y por
cuestiones operativas el Asignatario cuenta con Sistema de Medición que cuantifican
el gas venteado y quemado.
Las condiciones operativas bajo las cuales se envía gas a la atmósfera son las
siguientes:
• Cierre de recibo en punto de venta (paro de exportación) .
•
•
Paro programado para Mantenimiento predictivo y preventivo .
Paro no programado para Mantenimiento correctivo .
En la siguiente tabla se presentan los sistemas de medición empleados para la rf'l cuantificación -del gas enviado a la atmósfera y a quemador, los cuales son
identificados de referencia en el proceso.
' -- - - - - -
-Corm•ón
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nacoonal do Hidrocarburos
30
Instalación Proceso operativo
Tipo de Identificación (plataforma) tecnología {TAG}
Envío a la atmósfera (Canal Ultrasónico 703-FE-007-A
Akal -Cl de alta presión)
Envío a la atmósfera (Canal Ultrasónico 703-FE-007-B
de baja presión)
Envío a la atmósfera (Canal Ultrasónico 704-FE-002-A
de alta presión) Akal -C2
Envío a la atmósfera (Canal Ultrasónico 704-FE-002-B
de baja presión)
Envío a la atmósfera (Canal Ultrasónico 705-FE-003-A
Akal -C3 de alta presión)
Envío a la atmósfera (Canal Ultrasónico 705-FE-003-B
de baja presión)
Akal -C4 Envío a la atmósfera (Canal
Ultrasónico 705-FE-004-Bde alta presión)
Akal-Jl Gas envío a Quemador Ultrasónico FQl-7755
Akal-J2 Gas envío a Quemador Ultrasónico FQl-7756
Tabla 76. Sistemas de /V/edición tipo referencia.
La medición de transferencia de gas se lleva a cabo conforme lo siguiente; el gas
separado en Akal-TJ de las plataformas Kambesah, Kutz-TA y Akal-TJ se envía al
Centro de Proceso Akal-J donde se incorpora al cabezal de succión de compresores,
para ser enviado hacia la succión en Akal-J perforación el cual es comprimido por 3
turbocompresores, posterior a esto se realiza la cuantificación del gas por medio de
los sistemas de medición de referencia FQl-l00A, FQl-302C, FQl-302D, este gas es
enviado a la plataforma Akal-C3 del Centro de Proceso Akal-C incorporándose al
cabezal de succión de módulos, donde se incorpora el volumen de gas separado en
la primera etapa de Akal-C2 y comprimido en los equipos de compresión de baja
presión de Akal-C6 y Akal-C7, la mayor parte es comprimida en Akal-C6. Los
Sistemas de Medición de transferencia se ubican en las plataformas Akal-C6 y Akal
C7, los cuales se cuentan con las siguientes características:
Instalación
{ubicación)
Akal-C7
Akal-C6
Tag - Tipo de Sistema de tecnología Medición
FIT-4270
SM-4279
V-cone
Placa de orificio
Diámetro
70 pg.
70 pg.
Tabla 77. Sistemas de /V/edición tipo transferencia.
,� ~ � "
, - Comisión ; GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX , Nadcoonal de i
HI rocarburos ' '
- - -- - - � __ ,
37
Los Puntos de Medición (medición fiscal) propuestos para la cuantificación del gas
proveniente de la Asignación Kambesah se encuentran ubicados en los Centros de
Proceso de Gas (Nuevo Pemex), (Ciudad Pemex) y (Cactus) los Sistemas de Medición
cuenta con elementos primarios tipo placa de. orificio, elementos secundarios y
terciarios. Los sistemas de medición utilizados como Punto de Medición cuantifican
los volúmenes totales integrados por diferentes Asignaciones.
-- ·---·------------ - - ---------Instalación
Centro de Distribución de Gas Marino Cd.
Pemex
Centro Procesador de
Gas Cd. Pemex
Centro Procesador de Gas Nuevo Pemex
Tag - Sistema
de Medición
Tipo de
tecnología Diámetro
PA-107
PM-25
PM-77
Placa de orificio 20 pg.
Placa de orificio 72 pg. - -- - -------- -·--·---
Placa de orificio 76 pg. --- - - - ----- -------. -
Tabla 18. Puntos de Medición de gas {Medición Fiscal) para la Asignación Kambesah.
Los Sistemas de Medición correspondientes a los Puntos de Medición de Gas,
cuentan con elementos secundarios de presión, temperatura, cromatógrafos, entre
otros, así como elementos terciarios computadores de flujo, el Asignatario menciona
que en dichos puntos se cuenta con sistema de telemetría
Medición de Condensado
El producto de los procesos de compresión-separación efectuados en el Centro de
Proceso y Trasporte de Gas Atasta son enviados hacia los Centros de Procesos de Gas
Nuevo Pemexy Cactus, lugar donde se realiza la medición fiscal de condensados. En
la siguiente tabla se presenta los Sistemas de Medición empleados para la
cuantificación de condensados integrados de diferentes corrientes, dentro de las
cuales se localiza la corriente de la Asignación Kambesah.
Instalación
C.P.G Nuevo
Pemex
CPG Cactus
Tag Sistema de
Medición
FE-4420 1
FE-4420 11
FE-4420.111
FE-4420 IV
FE-420
FE-7420
Tipo de Diámetro
tecnología
Placa de orificio 6 pg.
Placa de orificio 6 pg.
Coriolis 4 pg.
Coriolis 4 pg.
Coriolis 4 pg.
Placa de orificio 6 pg.
Tabla 19. Puntos de Medición de Condensados {Medición Fiscal) para la Asignación Kambesah.
• 1 ' '
-eom;,1ón • GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nad«onai
bu
de . H1 rocar ros i
1
32
Derivado de la filosofía e infraestructura considerada en Akal-C para la determinación
del volumen de condensados del gas de la Asignación Kambesah, se realizará de
manera teórica bajo el sustento de la norma API MPMS 14.5 en la descarga de los
módulos de Akal-C6 y Akal-C7 para lo cual se utilizará como insumo los resultados de
los análisis cromatográficos de este punto de muestreo y el volumen de gas
cuantificado por los medidores de presión diferencial instalados.
Producción y balance de los hidrocarburos.
La metodología de balance volumétrico de los fluidos producidos en la Asignación A-
0172-M-Campo Kambesah presentada por PEP, es robusta y 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 Venta 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 ubicado en la plataforma Kambesah se realiza
con medidor multifásico.
La corriente de hidrocarburos del campo Kambesah se mezcla con las corrientes de
las asignaciones Kutz, Akal, Sihil durante su recorrido a la plataforma Akal-TJ vía Kutz
TA para la primera etapa de separación. La corriente de gas a la salida del separador
de primera etapa es enviada a Akal-J y posteriormente a Akal-C en donde es medida
junto con las corrientes de las asignaciones Kutz, lxtoc, Sihil, Akal, Ek-Balam, Ku,
Maloob, Zaap, Bacab y Lum para determinar la volumetría que se entregará bajo
custodia a Pemex Logística para posteriormente realizar la medición de gas en el
Punto de Medición ubicado en C.P.G. Ciudad Pemex y C.P.G. Nuevo Pemex. Por su
parte, la corriente de aceite entra a un separador de segunda etapa en el C.P. Akal-L
para después ser medida y determinar la volumetría entregada a Pemex Logística, y
así, continuar su recorrido vía Akal-N, Akal-J, Akal-C y Rebombeo hacia el Punto de
Medición de petróleo ubicado en TMDB y CCC Palomas.
Con relación a la medición de condensados, una vez enviado el gas a tierra y producto
de los procesos de compresión-separación efectuados en el Centro de Proceso y
Transporte de Gas Atasta, los volúmenes totales de condensado integrado por
diferentes corrientes en la cual se incluye la asignación Kambesah son recolectados
y enviados a los Puntos de Medición fiscal ubicados en CPG Nuevo Pemex y CPG
Cactus. Adicionalmente, el Asignatario utilizará como insumo los resultados de
análisis croma.tográficos y volumen de gas cuantificado en la descarga de los
módulos de Akal-C6 y Akal-C7 ubicados en el C.P. Akal-C (medición referencial) para
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX 33
realizar un estimado del condensable en ese punto, utilizando la norma API MPMS 14.5.
Para determinar la calidad de los hidrocarburos líquidos de la asignación se tomará una muestra por pozo quincenalmente y para los hidrocarburos gaseosos se tomará una muestra de forma mensual en la plataforma Kambesah. La frecuencia con la que se realizan los análisis de calidad para los hidrocarburos gaseosos y líquidos -aceite y condensado- en la medición fiscal es diariamente.
Debido a la mezcla de corrientes de diferentes asignaciones es necesario la aplicación del prorrateo, distribución proporcional de un volumen de hidrocarburos
condensado perteneciente a la asignación Kambesah. �
en numerosas partes, para la asignación de los volúmenes de aceite, gas y
/ <J ¡z_(--
/ 4 \
¡ -� - � . - -")
l 11111111 Com,síOO ' GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX
: 11111111 �¡'J;:';l�;"' .\ ------ -- - - ------ __ _,
34
No.
a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos
Datos Generales:
NombredelAsignatariooContrutista: ----
- ---------'•-"•mcc•='-="'"'"'=º=raª=·º"'"-'-''-'p'=°"="==·=•"'---
---------
No . deConrro100Asignadón: A-0172-M-campo Kambcsah
Nombre de b Asignadon oÁTea Conlrot.tual: A-0172-M -campo Kambesah Tipo de Plan o evaVar: Plan de Dc!sanollo
Co1rn,ión N,H ;on,11 tk Hidru< ;:rl1urt1',
Artíailo de los Requeñmiento LTMMH/Contt11to/Guí•
Crill:ño de cvah.ación
Propuesta de manejode detenninación y asignación de los hidroca,buros desde LTMMH, capítulo III y rv volumen y calidad de los
pcuohasta el P.M. hidrocarburos
Propuesta de Puntosde Medición
42,fracrión l
-12,haa:ión ll
LTMMH, Capitulo 11 De los sistemas de medición
Politica de medición Deberá dar cumplimiento al articulo6
de losllMMH
•Mantenimiento
•Confirmación metmlós;ica
Procedimientos:
Cumplimiento Destrlpdón breve de 1■ informaclónpr-.tada Si/Na
Si
Si
Si
Si
Si
□ A signatario presentó información referente a la determinación y asienación de los lidrornrhuros provenientes la información se describe a mayord�talle en el
del Arca de Asignación, esi:ablcciendo medicionesde tipo dOOJmento •1tnexo U - A-0172-M-•. Pag:inas27Sa l28
Operacional, Reforencial, Transferencia y Fiscal de los hidrocarburos provenientes del Área de /\9gnación.
E] Asienatario presentó infonnatión referente a los Sistemas de Mcditión empicados para la cuantificación de los hidrocarburos provenientes de la A--Oln-M -Campo Kambesahl estableticndo el ti po de Medición Operacional, Referential, de lransferencia y Pun1ode Medición (Medición Hscal) para rada tipo de hidrocarburo durante el manejo y transporte de la ptoducción, de igual manera presentó el tipo de teamloi;a empleada en cada Sistema de Medición, asi como sus principalcscaractcriiticas técnicas y operativas de los mismos. Los Puntos de Medición considerados parala cuantificadón de los hid rorarburos son los siguientes.:
la información se describe a mayor detalle en el Punto de Medición de Petróleo: los Sistemasde Medición dowmento '"Anexo 11-PDE Mcxfificado '"Anexo U -A-idcntificadoscomo SM lOOySM 200ubicadosen la Termin,::1 mn-M-'".Paginas27Sa l28 Marítima Dos llocas ífMDB) y los Sistemasde Medición identificados como l'A-100, PA-200, PA-JCX¡ PA-500, PA-700Y
PA-l700ubicadosen el CentroComercializador de Crudo Palomas (C.C.C Palomas).
Punto de Medición de Gas.: E] Sistemas de Medición idcntilicadorumo PM-11 ubicado en el Centro de PrCKX!sode Gas Nuevo Pemex (CPG -Nuew Pcmex), el Sistema de Medición PM-25 ubicado en el Centro de Proceso de Gas Ciudad Pemex {C.P.G Ciudad Pemex) y los Sistemas de Medición PM-01 yPM-«.ubicadosen el Centro de Procesode easCactusjCPG Cactus}.
a Asignatario presentó un documento que e�1ableoo la politica Dentro del documento •ptan Rector para la Medición en materia de Medición de i,idroca1buros, dicha pollica se de los hidrocarburos en Pcmex Exploración y ena.ientra respaldada ron la apliración e implemenlaciónde un Producción 201b-20209, scidentiñcanlas principales Sistema de Gerencia de Medición fundamentada en la Norma actividades y oonoeramas para la implementación NMX-CC-10011-INMC-2004.
El A�nnatario presentó el documento ·Procedimiento Operativo para mantenimien10 a sistemas de medición de
rorrespondienle de cada instrumento.
dela Politicade Medición.
DA�gnalario presentó el documento '"procedimiento B procedimiento pl"C9.?ntadoinduye las actividades operativo para realizar la roníirmación metrológica a �stemas rorrespondientes para definir las ralibraciones, de medición de hidrocarburos en pemex exploración y wrificadones,ajustesoreparaciones necesarios en producrión G0-MC-OP-CIX1S-20Ir. a PrCKX!sodeConñrmación los Sistemas de Mcdióón inslalados. lntonnación Mctrológjca está documentado y diseñado mnfonne a la presentada en la Carpeta 2Carpeta 2\lll24.l\2-Norma NMX-CC-10012-IMNC-200\e lS0�2CXD Procedimientos\01 Orifjnales
Presentar los procccfi mientas y programas de actividades
relacionados con la implementación de los procedimientossolicilados, es
f-- - ----, decir prot,amasde calibración, de 1-- ,.-. _ _¡_B_A _,e_na_la _
ri_o _doc_"_m_e _nt-ó di-,.-.-=- p,- ore-di-mi_ea_l�-pa-ra-,-, --1-- - - - ---- - - --
confirmadón metrolóeica, de balance de los hidroc.:uburos, donde se considera la medición • Elaboración de balance
•Calibración delos instromentosde medida
mantenimiento. de tipo Operacional, Referencial, Transferencia y Hscal. ta información se se loraliza en la Carpeta 2\111.2.4.1\2.-Proccdimientos\m OrifPnales
Si El Asigna ta ti o documentó el procedimiento •PO-PO-OP-0134-2017 -Procedimiento Operativo para calibrar sistemas de medición de hidrocarburos en Pcme• Exploración y Producción", el a.ial describe las actividades a ejea.itar durarrte las calibraciones las llevará a cabo un tercero
el proceso de una calibración correspondienle a los elementos independiente, quién deberá contar con la-.
primarios, secunda,iosv terciarios en losdivcrsosSiSlemas v acreditaciones emitidaspo1 la Entidad Mexicana de
Puntos de Medición que intervienen en la cuan1ilicación de los Aoeditac.ión, A.C. ( ema) o en su raso por algün
hidrorarburos provenierrtes de la Asignación A-0072-M . Campo oreanismo internarional.
Kambes.1h
� ' - � - .... ' '
/ -Comísiórt 1 GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX .: NH�dcional,_�•
¡ 1 rocarlJt,lros
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No.
10
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13
Articulo de los Requerimiento Criterio de evaluación LTMMH/Contrato/Gufa
42,fracciónnt
42,frawónlV
42,fracciónV
42, fracción VI
42, fracciónVU
42,frawónVIII
42,fracciónlX
42,frawón X
42.fracción Xt
Ubicación de los instrumentos de
mei:liclón
Adidonalmente a los diacramas a presen1ar (DTl's, isométmos), se
lncluiráundlagrama generalcon la
el puntode med1ción,indicandolos sistemas de medición operaC1onaJ, referendalyde transferenc1a exhtentes
Cumpllmh•nto al aniculo 19, fracción 1 de loiLTMMH
Presen1ar los diagramas de los ms1rumentos de medida (DTJ"s, 1somémcos). Adicionalmente
Diagramas de los especificar st se cuenta con patrones instrumentosde medlda de referenc1aen s1t1o o bienlosa
Uso companidodel Punto de Medición
Programas de lmptemen1adón de los
Mecanismos de
ut111zar encasodeno contar con ellos, de conform1dad conelarticulo 22de
losLTMMH
Se deberá dar cumplim1en1o alos establecldoen el articulo 20,
presentando elproyectode acuerdo o acuerdos celebrados entre
operadores.
Todos aquellos programas o Medición y de las cronogramas que den cumpl1m1en10 a instalaciones de la 1mplementac1ón total de los
producción que influyen mec.an,smos de med1c1ón enla medioónde los
hidrocarburos
Incertidumbre de
medida
Se deberá dar cumplimlento al capítulo VI de los LTMMH, y se
deberán reportar losva!oresde Incertidumbre estimada para los
slstemas demediclónque conformen elMecamsmo de Medlc1ón dela
Asignación, lncluyendoloi. presupuestosde incertrdumbre y evidencia de lalrazabilidad delos
sistemai.de medic1ón correspond1entescomo soporte.
Presentar las inversiones económicas relacionadas con las act1vidade!>de implementación, mantenimiento y
aseguramiento de la medición Evaluación económica durante el Plan de Desarrollo, las
Programa de
cuates tendráncomo finalidad el dar cumplimientoa los vatoresde
incertidumbre establecidos en tos LTMMH.
Deberá dar cumplimiento al artículo 7, implementación de la framón IV artículo 10, articulo 42
Bitácora de registro fracción X, articulo 50
Programa de
d1agnós11cos Cumpl1m1ento al artículo 58
Cumpllmiento Desc.ripclón breve de la Información presentada SI/No
Observaciones
SI
s;
sf
No
s;
s;
s;
Presentó esquemas y diagramas generales de infraestructura de las 1nstalaclonesuulizadasparaelmanejo,procesoy medición de los Hidrocarburos producidos.
EIAs1gnatario deberárealizarymantener actualizados los diagramas de tuberias e
iMtrumentación (DTl'S) e lsomémcos Información que debera de estar a dlspos1c1ón de la Com1s1ón.
El Aslgnaurio pfC!sentó la ub1Cilción de las mstalac1ones donde U ubic;món de las instalaoones donde se lleva a
se lleva a cabo la Medición de tipo Operacional, Referencial, de Transferencia V Fiscal de los Hidrocarburos provenientes de la
cabo la medición de los hidrocarburos se presenta
Asignación A-Ol7.2-M -Campo Kambesah. en coordenadas geográficas.
Et As1gnatar10 presentó los diagramas de tuberia e
1nsuumentac1ón correspondientes a los Sistemas de M('dlc1ón qu('1n1erv1enen enla cuantific.ación de loshidrocarburos pro11em('ntesde laAs1gnación.loi dlagramas incluyenlos S1itemas d(' M('d1c1ónde t1poOperacional,Referenc1al, Transferenc1ayF1scal.
El As1gnatario manilest6 que los Puntos de Medición (Medición
El As1gna1ano deberá de mantener los diagramas de
tuberias e instrumentación (DTl"S) e lsométncos de los Sistemas de Med1c1ón involucrados en la cuantif1cación delaproducdón de laAs1gnac1ón actualttados ya disposición de laCom1s1ón.la mformac1ón correspondiente se localiza en la C2 Carpeta 2\UJ.2.4.1\S.-lnstrumentos Medida
Fiscal) no son de uso Compartido con algún otro Operador El documento presentado se locallza en la Carpeta Petrolero o algún Tercero, todas las asignaciones que confluyen 2\111.2.4.1\6.-Uso comp PM a losS!stemas de Med!ción se encuentranba¡o el cargode PEP
El As1gna1ario presentó diversos programas y cronogramas donde se establecen actividades para la implemenlac1ón de los Las actividades presentadas en los programa¡, de
Mecanhmos de Medición (MM).
EIAsignatarlopresentó lnformación de incertidumbre asocladasafosSlstemasde Medición de tipoOperac1onal,
1mplementac1ón relaoonan los pnncipales aspectos que intervienen en los MM como son los proced1m1en1os, equipos y personas. Ll 111formac1ón correspondiente se localiza en la 2 Carpeta 2\111.2.4.1\7.-Prog MM.
EIAsignatariodeberá de manteneractualizadoslos presupuestosysus respectivos valoresde
lncertldumbrede Medidaen losSistemas de
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�i�::��/;::;�a:;s a Medición de tipo Operacional, Refereneta,
los Sistemas de Medición, el cual tienén la finalidad de dar ;;:i�:;:
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o��:erá
cumphm1en1o conlo ei.tablecido enelaniculo38delos LTMMH,
establec1do en elCapitulo 1,ar11culolO,frawónlll de losLTMMH.
El Aiignatano deberá de realtzar el análisis económico que refleje el impacto en la
El Aslgna1ario pres('ntó el análisis de lai. invernones y costos de :��:¡!��:��
ad�:���:;;�;;��;::�!:.
operación por año (2018 al 2024) de actividades relacionada\ a la medición de los hidrocarburos, involucrando entre 01ro, mantenimiento, c.alibrac1ón de equipos de medición, adqu1sic1ón de equipos de medición.
El As1gnatar10 documentó las principales act1v1dades para la implementación de la Bitácora de Registro, dichas act1v1dades se detallan eneldocumento"'Bitácora electrónicaparala
Operacional yde Referencia de acuerdo con las actividades planteadas.
El As1gnatano deberá mantener actualizada la información referente a los registros de todas las medlc1ones de volumenycalldad d('los Hidrocarburos producidos. Asi mtsmo deberá
Gestión y Gerencia miento de la Medición en Pemex garantizar que la Comis ión tenga acceso y total Exploración y ProducclónM. Cabe señalar que la herramil.'nta d1spombilidad de la inf�rmac1ón técnica denvada de presentada ¡,e encuentra estructurada de conformidad con lo la Implementación y operación de los Mecanismos estableddo en la Norma NMX-CC-10012-IMNC-2004. de Mediclón, de conformidad con lo establecido en
el artkulo 10, fracción IV de los LTMMH.
Presentó cronogramas para llevar a cabo diagnósticos a los Sistemas de Medición de tipo operacional, referencial. tranferencta yftscal.
Dentro de los programas no se especifican lai actividades que llevaran a e.abo en los diagnósticos programados, el Asignatario deberá remitir a esta Com1s1ón, informae1ón soporte sobre los diagnós11cos y Auditorias que se lleven a cabo conforme al cronograma presentado, mduyendo los documentos vigentes que demuestren las competencias técmcas, capacidades o certll1cac1ones del personal que lleve acabo losdiagnóst1cos. esto de conformidad conlo establec1do en elCapítulol, articulo 10, inclso g de los LTMMH
, -Cornis16n GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nadc,onal,_de
l-11 rocaruuro.s
1..- -�---------
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Articulo de los Requerimiento Criterio de evaluación LTMMH/Contrato/Guía
42,fracciónXII
42,fracciónxm
42,flacciónlV
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19,fracciónlll
19,frilcciónlV
19,fracciónv
21
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23
24
Vl.9 anello l guiade planes
Competencias técnicas
Indicadores de desempeño
Responsable oficial
De las derivaciones
T elemetría
Calid.Jd
Computador de flujo
De las generalidades
Se tendrán qu!? incluir certificados, retonocimieotos, evidencias que
demuestran que las competencias son acordes con los sistemas de medición instalados o a ins1alar.
Adlc1onalmentese debeindu1rel organigramayCV"s del personal
involucri'ldo enla medición,así como el programaconespondientea
capacitación
Cumplimiento a to dispuesto en los artlculoslO, 26, 27,28,29, 30, 31,32y
33
Cumplimiento al articulo 9, incluyendo sus datos gene,ales como es elpuesrnqueocupaenta empresa
y\us datosde contacto.
Enel Punto de Medlcióny en la medición de transre,encia no podrán
ins1alarse denvaciones de tube1ia, verificar en diagramas.
P,esentar l.Jdescnpción de los sistemas telemetricos conquese cuenten o bienlos p,ogramas de
actividades a ,e.Jlizar paracontarcon ellos
El OperadorPetrolero deber.i garantuarque I.J calid.Jd de los
Hidroca,burosse puedadetermínar en el Punto de Medición, en los
términos de lo establecido en el .Jrticulo 2B de los presentes
l ineamientos.
EIPuntodeMedlclóndeberá incluir un computador deflujoconlas
funciones de seguridad,operativ.-isy fisicasqueno permitan alterac1ones, .JSi como contar con la cap.Jcidad de
resguardar la información.
Los resultados de los insuumentos de medidadeberántener uazab11idad metrológica .J pauones n.:monales o
internacionales
LosPuntos deMediclón de los Hidrocarburostiquidos,incluyendo
Patrones de referencia los condensados, deberán estar tipotuberi.J en el Punto dispuestos con un patrón de
de fvledición referencia tipo tubería permante. En casos eJ1cepdonales, Patrones
portátiles
Cumplimiento a las frawonesl,llylll del artículo 23. P1esen1arla
De la medición del agu.J descripción del mane¡o del agua
De la medición multifásica,fracciones l,
lly lll
Medición en pruebas de pozo
producida, as1 como su medición, o cálculo para el bal.Jnce del área.
El Operador Petrolero podr�justificar 1a utilizaclónde medidores
mu!tifáslcos ensu plande desarrollo paralabtraetión
Presentar, la descripción b,eve de los puntos de medición. tipo y
especificaciones de medidor, incertidumbre .Jsociada, y calidad de
los hidrocarburos, adicional la
ubicación enlaquese entregar.in al comercializadorloshidrocarburos.
Cumplimiento Descripción breve de la información presentada Si/No
Observaciones
s;
s;
s;
s;
s;
s;
s;
s;
s;
s;
El Asicnat.:i,io documentó competencias técnicas del Responsable Oficial y del personal involucrado en ta Medición El Asignatario deberá de remitir a la Comisión lo de Hidrocarburos. Así mismo presentó p1ogramas de establecido en el articulo 10, fracción 111, inciso 1, capacitación al personal involucrado en la medición de punto iiii de los LTMMH. hidrocarburo\
El A signatario presentó el desarrollo de tres mslluct,vos para la aplicación de fichas técmcas de indicado1es de desempeño en11e los cuales contempla los siguientes:
Calidad en el Componente Agua y Sedimento, cotllemdoen los hidrocarburosliqu!dos.
Calidad en el Componente Ni11ógeno, contenido en los hidrocarburos Gaseosos lncertidumbrede rnedidaasociadaala medición de hidrocarburos.
El Asignatauo presentó los datos del responsable olic1al, designando como su representante a lng. Marco Tones Fuentes quien se desempeña como Administrildor del Activo Integral
La inlormación correspondiente selocalluen la Carpeta 2\lll.2.4.1\ll.•lndicadores
de Producción Bloque ASOl·Ol. mismo que será responsable de los Mecanismos de Medición y de la comunicación con la
Comisión en materia de los LTMMH.
Dentro de los diilgramas de tuberías e inst,urneritación (DTl"s) correspondientes a los Sistemas de JVlediciónen losPuntos de fvledición y de transferencia presentados por el Asignat.Jrio, no se visualizan de,ivaciones de tubería que alee1en o modifiquen la Med1tión de los Hidrocarbu,os
EIAsignatario presenló el documento HP1an rector pa,a la medición de hidrocJrburosenPemexExploraclóny Producc1ón",dentro delcualse dornmenuun cronocramade act1vid.Jdes, contempl.Jndo la implementación de sistemas telemétncos en los Puntos de Medición (Medición Fiscal) asi El Asign.Jtario debera garantizar a la Comisión el como en la Medición Operacion.JI, Referencial y de acceso ., los sistem.Js telemétncos. sin costo alguno T r.Jnsferenc1a. Dent,odel documento PI.Jn de desauollo. se para ésta. menciona que los Puntos de Medición pa,., petróleo, gas y condensado cuentan con sistem.J de telemetria. Asi mismo dentro del Pfande DcsarrolloelAsignatarioestableceque los Puntos deMedición cuentan con Sitemas de telerntria.
Dentrodel documento HPlan rector para la medición de hidrocarburos en Pemex Exploración y Producción 2016-2020'' El Asignatario deberá de reportar los datos de se h.Jce mención sob,e las actividades a ejecutar como parte de
calidad de los hidiourburos en los Puntos de la Gerencia y Genión de la Medición. mismas que señalan que Medición, de confo,m1dad con lo est.Jblecido en los todos los Puntos de Medición ( m
�di
_ción fiscal) p,opuestos por
LTMMH. el Asignatano deberán dar cumphm1ento con los parámeuos de calidad est:iblec1dos enel referido articulo.
Dentro del PlandeOesarrollopara laElltracciónModific.Jdo,se menciona que los Sistemas de Medición correspondientes a los ����::::
¡
���05
���:1:�:�
e
::; ;�::�s
t�:0�:�a
; base en Puntos deMedición cuentancon computadoresde flu¡o,asi mismos se presentan lu características técnicas de los la normatividadaplicable
computado,es.
Presentan 111forrnac1ón de certificados de calibración de los la mformat1ón correspondiente se locahz.J en la elmentos primarios y secundarios de los Sistemas de Medición. Carpeta 2\Art 42 LTMMH\ Incertidumbre de medida
No menciona en especitico las caracteristicas de los Probadores E1Asignatario deber3actualizary mantener a
instal.Jdos en el Punto de Medición.Sin embargo den tro del disposición de la Comisión la información
documento ·Anexo II A-0172-M'se hace mención que los . - . . correspondiente., los patrones voluméuicos en el Puntos de Medicion cuentan con probadores biduect1onales as1
mismo se presentaron los certificados de calibr.Jción.
l..ldetermin.Jclón delvolumen deaguase obt,ene a t,avé!s de un medidor de cortede aguael cualmonitoieademanera
constanteyen tiempo realla
Punto de Medición.
La 1nformación correspondiente se localizadentro concentración de agua que fluye por el s1'otem.J de medición de del documento HAnexo II_A-0172-MH", en las líquidos PA-3121 ubicado en la plataforma Akal-ll. Asi mismo pagmas 814 a 839 en los Puntos de Medición propuestos se determna el% agua en instrumentos mstalados en los sistemas de medición
La Información correspondiente se localiza en lJ p�gina 292del documento "Anello II_A-0172-M"
El program.J señ.JI.J el número de alo,os a ,e alizar poi año, dicho programa se localiza dentro del Plan
El A signatario pre">entó un programa anual (2019-2032) de .Jforo de desauollo págin.J 402. El Asignat.Jrio debe,.i de de pozos. remi11r a I.J Comisión tos datos obtenidos por los
.Jio,os de los pozos de conlorm1dad con lo establecidoenlosLTMMH.
-Com;s,(ln GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nadc,onaibde
H1 rocar uros
h- - -- --- - - --- --- - - --- -
37
Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de
Medición de la Asignación Kambesah, la Dirección General de Medición manifiesta
que, el Asignatario presentó la información y requerimientos necesarios para el
cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales
fueron evaluados de conformidad con lo establecido en el artículo 42 de los LTMMH,
además de conformidad con el artículo 43 de los LTMMH se solicitó la opinión de la
ubicación por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
b. Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)
De conformidad con lo establecido en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH
se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (en adelante,
SHCP} con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio
250.076/2019 de fecha 27 de febrero de 2019, a lo cual mediante el Oficio 352-A-041
con fecha del 04 de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación
de los puntos de medición propuestos por el Asignatario para el Área de asignación
Kambesah, 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 de mercado.
Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y los Puntos
de Medición propuestos por el Asignatario cumplen con lo establecido en los LTMMH,
es decir, es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad
de los Hidrocarburos provenientes del Área de Asignación, en términos del presente
análisis técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.
c. Obligaciones:
l. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones
manifestadas y evaluadas por esta Comisión en el Plan de Desarrollo y de
conformidad con lo establecido en el presente Dictamen Técnico.
2. El Asignatario deberá dar aviso a esta Comisión - DGM cuando se finalice
con cada una de las actividades relacionadas con la medición de los
hidrocarburos presentadas como parte de la modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción.
3. Los volúmenes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensados a
medir deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los
L TM M H y normatividad vigente.
4. El Asignatario deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria
sin prorrateo o balanceo alguno.
-Com1s16n GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB MX Nadcional,_d_•
H1 rocarlJ\JrOS
-------�----------- -- -
38
5. El Asignatario deberá reportar la información de medición y producción
de acuerdo con lo señalado en el artículo 70 de los LTMMH.
6. El Asignatario deberá remitir a la Comisión los documentos vigentes que
demuestren las competencias técnicas, capacidades o certificaciones del
personal que lleve a cabo los Diagnósticos, de conformidad con lo
establecido en el artículo 59 de los LTMMH.
7. De conformidad con el artículo 4 de los LTMMH, el Asignatario deberá
entregar los informes, reportes, datos y cualquier otra información referida
en los LTMMH, de manera física o a través de medios electrónicos. Lo
anterior, en los sistemas informáticos para el registro de producción y
balances o formatos y portales de carga de información, incluyendo los
contenidos en el Anexo I de los LTMMH.
8. El Asignatario deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en
tiempo real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de
conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH.
9. 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.
70. El Asignatario deberá mantener actualizada la información a disposición
de la Comisión referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de
los artículos de los LTMMH en su versión más reciente, atendiendo en
tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido
en el presente Dictamen Técnico.
ll. Así mismo es necesario que el Asignatario cuente con información
actualizada sobre los diagnósticos, programas, procedimientos,
presupuestos de incertidumbre del volumen medido estimado sobre el
volumen a condiciones de referencia, monitoreo y transmisión de los datos
en tiempo real y cada una de las variables asociadas a los Sistemas de
Medición de cada una de las mediciones propuestas (operacionales, de
referencia, transferencia y fiscal), ya que los datos generados en estos
sistemas se vuelven parte de los Mecanismos de Medición por ende al
Sistema de Gestión y Gerencia miento de la Medición.
12. Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido
en el artículo 47 de los LTMMH, el Asignatario deberá someter a
consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones
sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la
Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados
mediante el presente Dictamen Técnico, sin avisos y
""
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nac,onalbd•
H1drocar uros 39
aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados
Lineamientos.
d. Conclusiones:
De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por
PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos y Puntos de Medición para la
Asignación Kambesah, la cual consiste en llevar a cabo la cuantificación de los
hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición, considerando
mediciones de tipo (operacional, referencial, transferencia y fiscal). en la Tabla 20 se
presenta la ubicación para llevar a cabo la medición de los hidrocarburos
correspondientes a esta Asignación.
Tipo de Medición
Medición Operacional
Medición Referencial
Medición Transferencia
de
Medición Fiscal(Puntos de Medición)
Tipo de
Hidrocarburo
Petróleo
Gas
Gas
Petróleo
Gas
Petróleo
Gas
Condesados
Ubicación
Plataforma Kambesah-TA
Akal-J
Plataforma Akal-Ll y T.M Dos Bocas
Plataforma Akal-C6 y Akal-C7
e.e.e. Palomas y T.M. Dos Bocas
C.P.G. Ciudad Pemex, C.P.G. NuevoPemex y C.P.G. Cactus
C.P.G. Nuevo Pemex y C.P.G. Cactus
Tabla 20. Ubicación y tipo de medición de los hidrocarburos para la Asignación A-0772-fVI -Campo Kambesah.
Derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la
conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos
de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por el
Asignatario, en atención a las siguientes consideraciones:
a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por
el Asignatario para la modificación al Plan de Desarrollo, en términos del
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, fracciones 1, 11, 111, IV, V, 21, 23, 24,
¿}e� ¿\ A ,
' .
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX N/dc,ona1_d.•
H, roca,uuros
' . .
40
25, fracción 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, fracciones 1, 11, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40
y 42.
ii. Se analizó la información proporcionada por el Asignatario respecto a
la Gestión y Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los
requisitos para el contenido integral del artículo 44 de los LTMMH, el
cual deberá ser implementado en los términos referidos en el artículo
42 de los LTMMH.
iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se
advierte que los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo
propuesto por el Asignatario.
De conformidad con lo establecido en los artículos 5 y 43, fracción IV de los
LTMMH se solicitó la opinión de la SHCP con relación a la ubicación de los
Puntos de Medición mediante el Oficio 250.076/2019 de fecha 27 de febrero de
2019, a lo cual mediante el Oficio 352-A-047 con fecha del 04 de marzo de 2019,
se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición
propuestos por el Asignatario para el Área de asignación Kambesah, 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 de mercado. En relación c;on lo anterior, la SHCP
presentó las siguientes consideraciones:
• 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.
• 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 LTMMH.
• 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 cada momento lo
indicado en este artículo.
•
•
Por último, de conformidad con lo establecido en las fracciones 1, V y
VII, del artículo 47 de los LTMMH, que se cumplan con las normas y
estándares nacionales e internacionales que correspondan y en su caso
de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares
internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos Lineamientos.
Dado que en los Puntos de Medición propuestos convergen distintas
corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera
¿;· / <\ ,
,- � -- ---Comisión j
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX · Nadc,onalbde f-11 rocar uros ,
41
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 provenga.
En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH, por lo cual dicha Secretaría está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos.
b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecaí")ismos deMedición y lo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente:
a. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos deMedida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de losHidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la MediciónOperacional y de Transferencia, la misma que se encuentra definida enla Tabla 18 del presente Dictamen Técnico.
b. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los valores de Incertidumbrey parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los LTMMH,de conformidad con los cronogramas presentados.
c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua delos Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas dediagnósticos presentados en el presente Dictamen.
d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para elÁrea de Asignación Kambesah en los Puntos de Medición, elAsignatario deberá realizarla en los términos manifestados y evaluadosen el presente Dictamen Técnico y el Plan de Desarrollo presentado.
e. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural yCondensado deberá presentarse en los formatos definidos por laComisión, en el Anexo I de los LTMMH, los cuales deberán entregarsefirmados y validados por el Responsable Oficial.
j) Comercialización de Hidrocarburos
El Asignatario señala la ubicación, capacidad y características de los duetos e instalaciones existentes en la Asignación utilizados para el manejo de la producción de aceite y gas, sin embargo, al no contar con la infraestructura necesaria para el procesamiento y separación del Hidrocarburo producido, éste es enviado al Centro de Proceso Akal-L en donde se llevan los procesos antes mencionados.
Por otro lado, el manejo de la producción de la Asignación Kambesah es por medio de redes de recolección de Hidrocarburos, con llegada al Centro de Proceso Akal-L donde se une con las corrientes de otras plataformas para su procesamiento, una vez
�, <l , -Comisión
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB MX Naetona!._d_• Hldroca,..,.,,ros
42
separado el aceite es enviado a la TMDB para su disposición final, pasando previamente por Akal-N, Akal-J y Akal-C.
Por su parte, el gas separado se envía al C.P. Akal-J, en donde se comprime y es enviado posteriormente al C.P. Akal-C, mezclándose con el gas proveniente de las plataformas satélites de Akal-C y el gas del C.P. Ku-A del AIPBAS-01-02, ahí se comprime en los módulos y finalmente es enviado al proceso de endulzamiento e incorporación a la red de Bombeo Neumático, teniendo la flexibilidad de enviarse al CPG Atasta para su disposición final.
k) Programa Aprovechamiento del Gas Natural
El Programa de Aproveché3miento de Gas Natural (en adelante, PAGNA) de la Asignación A-0772-M - Campo Kambesah fue aprobado el 20 de junio de 2078 mediante la Resolución CNH.E.37.002/78, en dicha resolución se solicitó la actualización de los calendarios de actividades de las 70 asignaciones que a la fecha de la Resolución cumplían con la Meta de aprovechamiento de Gas en los términos referidos en el Considerando Sexto fracción 11 de la Resolución citada, incluida la Asignación A-0772-M - Campo Kambesah.
Mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2078 de fecha 73 de agosto de 2078, la Comisión recibió la actualización de dicho calendario de actividades. El 72 de noviembre de 2078 mediante Oficio 250.718/2078 se emite respuesta de conocimiento por parte de la Comisión respecto la actualización del calendario de inversiones y acciones para alcanzar la Meta de Aprovechamiento de Gas.
El Asignatario presentó en la modificación al Plan de Desarrollo, el PAGNA, el cual fue analizado por esta Comisión y se concluye que la solicitud no considera modificación respecto de dicha actualización, por lo que se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión.
El objetivo del Asignatario planteado es el autoconsumo y la transferencia del gas natural asociado, asegurando la capacidad de manejo, disponibilidad y confiabilidad del sistema de recolección, procesamiento y distribución de este en condiciones técnicas y económicamente viables.
Considerando lo establecido en las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento
de Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos el cálculo
de la meta de aprovechamiento anualizado se calcula con la siguiente fórmula:
Donde:
MAG = Meta de Aprovechamiento Anual.
t = Año de cálculo.
�
[A+B+C+T
] Gp+GA
. . .-Com1sídn
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nadc,onal,_d_o H1 rocaruuros
- -- -- -
43
A= Autoconsumo (volumen/año).
B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/año).
C = Conservación (volumen/año).
T = Transferencia (volumen/año).
GP = Gas Natural Asociado producido (volumen/año).
GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en el Área de Asignación o
Contractual (volumen/año).
Por lo que la meta de aprovechamiento de gas natural asociado (MAG} de la
Asignación para el año 2019 es la siguiente:
M _
[0.20 + 0.10 + 0.00 + 17.57
]AG2019 - 8.23 + 10
[17.87]MAG2019 = 18_23 xlOO
MAG2019 = 98.02
En la Tabla 21 y Figura 14 se muestran los pronósticos de producción del gas natural
asociado de forma anual para el resto de la vigencia perteneciente a la Asignación.
Programa de Gas (MMpcd) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Producción de gas* ! 8.23___ . _____ _!
Gas Adicional 10.00
8.35 .. ..
10.34 : 7.59 - - -ll.15
6.85
ll.93
6.14 --<·----�-- J12.74 -··· .. -·-- .. -- �- ----
Autoconsumo 0.20.---�- ___ ,-
Bo,mbeo Neumático 0.10 Conservación o.oo Transferencia 17.57
Gas Natural no Aprovechado ¡ o.36 --- --·- -- - --- '1'
0.20
0.10
0.00
18.02
0.37
0.20 0.15 0.15
0.10 0.08 0.08
0.00 0.00 0.00
18.06 18.17 18.27
0.37 0.38 0.38 -1--- �
% de aprovechamiento ¡ 98.0% 1 98.0% 98.0% ' 98.0% : 98.0%' 1 ; ' ' •
Programa de Gas (MMpcd) 11-r1
=
111-r-11·t1·111·e111'ft1 Producción de gas* 3.19
---Gas Adicioñal 8.69 --------- ~ .. -- · - -- . ····-···---- -·-Autoconsumo
----- ·•-----------------··• Bombeo Neumático
· Conservación
Transferencia···---·-----
-
Gas Natural no Aprovechado
% de aprovechamiento
0.13
; 0.07
0.00 l
11.44
0.24
98.0%
2.98 2.82 2.32 l.27
8.76 8.81 6.67 3.89
0.12 0.12 0.12 0.06 , ___ �-----
0.06 ; 0.06 0.06 0.03 • - -i- - - ---�-� - : - •
0.00 0.00 0.00 0.00
ll.33 ll.21 8.63 4.97
0.23 0.23 0.18 0.10
98.0% 98.0% 98.0% 98.0% Las sumos pueden no coinéidi¡ con los totales por cuestiones de redondeo. ·Gas natural producido asociado.
5.09
10.99
0.15
. 0.08
0.00
15.53
0.32
98.0% . •·
4.06 ¡ 3.71 3.43 - ----- --,- -- -
8.34 8.48 8.60
0.15 0.15 0.13
0.08 0.08 0.07
0.00 0.00 0.00
ll.92 ll.72 ll.58
0.25 0.24 0.24 -98.0% 98.0% 98.0%
Tabla 27. Porcentajes de aprovechamiento para el Plan..
k , -- - - - -, -Comisión
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX • N¡5,ooal,.d• H,wocarvuros
, __ -- -- ----- ------ �
:
44
(Fuente. PEP}
100
97 :aa a
95
� o
t!) 90 o o o o o o o o o o o o o o N
� o o o q q o o q q o q o q<( r-,.: o:i co co o:i 00 00 co o:i 00 00 co 00 co 00
::i: (O o, o, o, o, o, o, o, o, o, o, o, o, o, o, o,
o,
85
80 (O t-- 00 o, o � N (") � LO (O t-- 00 o, o
(0 � � � N N N N N N N N N N (") o o o o o o o o o o o o o o o o N N N N N N N N N N N N N N N N
MAG Programada (%) -MAGReal (%) -MAG Mínima(%)
Figura 74. Porcentaje de cumplimiento de aprovechamiento de gas a la vigencia de la Asignación.
(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP}
Composición del Gas Natural Asociado a producir
o
00 o,
N
o N
En cuanto a la composición del gas, PEP presenta datos actualizados. La Tabla 22
muestra la composición del Gas Natural Asociado representativa de la Asignación.
Plataforma
Pozo
Fecha de muestra
Ácido Clorhídrico
Ácido sulfhídrico
Agua
Aire
Cloro
o Contenido de condensados E a, Decanos+
Dióxido de azufre e a,
Dióxido de Carbono a,
Etano e a, e o Etileno
E Helio o
Heptanos
Hexanos +
Hidrógeno
i-Butano
i-Pentano
Kambesah
Kambesah-2
11/09/2018
-
1.765
-
-
-
-
-
-
2.659
12.346
-
-
0.523
-
0.805
0.500
¡ - -y'
-Corr11s160 GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Na
1
doonalbd• ' H roca, uros '
---- -------------
45
Metano 64.886
Monóxido de Carbono -
n-Butano 2.404
Nitrógeno 5.866
Nonanos -
n-Pentano 0.692
Octanos -
Oxigeno -
Propano 7.554
Total 100
Peso Específico (kg/m3) -
Peso Molecular (g/mol)' 24.0435 QJ Poder Calorífico (BTU/FP) 7252.41 "C
"C Presión pseudocrítica (Kg/cm2A) 47.292 QJ
'c. Psia convertir o
Temperatura pseudocrítica (ºC) E -40.0827
Densidad (kg/m3) 0.8302
Tabla 22. Análisis de la composición del gas.
{Fuente: PEP}.
Máxima relación Gas-Aceite a la cual los pozos pueden operar.
La Tabla 23 presenta el valor de Relación Gas Aceite (RGA) máxima, a la cual podrán
producir los pozos de la Asignación.
Asignación
A-0172-M Campo
Kambesah
Máxima
350
Tabla 23. Máxima Relación Gas Aceite a la que podrá producir los pozos.
{Fuente: Comisión con dato de PEP}.
• -Comís16n GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX , N,,�d•onatd_e
·11 rocaruuros ,
----- -----------
46
V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en laextracción y métricas de evaluación de la modificación al•Plan
Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos
en la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, a continuación, en la
Tabla 24 se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 72,
fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con
lo establecido en el artículo 43 fracción 111 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33,
fracciones IV y VI de los Lineamientos:
Característica
Metas o parámetros
de medición
Unidad de medida
Fórmula o
descripción del
indicador
Frecuencia de
medición
Periodo de reporte a
la Comisión
Característica
Metas o parámetros
de medición
Unidad de medida
Fórmula o
descripción del
indicador
Frecuencia de
medición
Periodo de reporte a
la Comisión
Característica
Metas o parámetros
de medición
Unidad de medida
Fórmula o
descripción del
indicador
Tiempo de reparaciones en pozo
Porcentaje de la diferencia del tiempo
promedio de las reparaciones en pozo
con respecto al programado
Porcentaje de desviación
TRP = (TRPreal - TRplan)* 100
(TRplan)
Al finalizar la reparación de un pozo
Mensual
Producción Gasto de operación
Porcentaje de desviación de
la producción acumulada Porcentaje de desviación del gasto de
del campo o yacimiento real operación real con respecto al programado
con respecto a la planeada en un tiempo determinado
en un tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DPA = PAreal-PPplan * l00
PAplan
Diaria
Mensual
Factor de recuperación
Porcentaje de la diferencia
entre el factor de
recuperación real con
respecto al planeado a un
tiempo determinado
Porcentaje de desviación
DFR = FRreal-FRplan * l00 FRplan
Porcentaje de desviación
DGO = GOreal-GOplan
* l00 GOplan
Mensual
Mensual
Productividad
Producción promedio de un pozo o grupo
de pozos entre el total de pozos
Barriles por día (bd)
Producción diaria promedio de un pozo o
grupo de pozos dividida entre el número
de pozos en el grupo
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX : Nacional de Hidrocarburos
-Comisión 47
Frecuencia de Trimestral Diario
medición Periodo de reporte a
Trimestral Mensual la Comisión
Característica Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural
Porcentaje de la diferencia Porcentaje de la diferencia entre el
Metas o parámetros entre el contenido nacional aprovechamiento de gas real respecto al
de medición utilizado respecto al programado
programado
Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación Fórmula o
descripción del indicador
Frecuencia de medición
DCN = CNreal-CNplan * l00CNplan
Anual
DAGN = AGNreal-AGNplan * l00
AGNplan
Mensual
Periodo de reporte a Anual Mensual
la Comisión Tabla 24. Indicadores de desempeño para el Plan de Desarrollo para la Extracción.
(Fuente: Comisión).
Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en la modificación al Plan,
la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa.
Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7, fracciones 11 y 111 de la Ley de
Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos
Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el
seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario, con el fin de
verificar que el proyecto se lleve a cabo, de acuerdo con las .Mejores Prácticas
Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los
hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.
i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por
tipo de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el
Rlan, como se observa en lá Tabla 25.
Porcentaje
Actividad Programadas Ejercidas de desviación
RME 54
Taponamientos 6
Abandono 5
Tabla 25. Indicador de desempeño de las actividades eJerc1das.
(Fuente: Comisión).
- .-Comisión '
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nadc,onal,_de HI roca,uuros
� - -�-------- ----- - _...,..
48
ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de
erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan,
como se observa en la Tabla 26.
Actividad Sub-Actividad Programa de Erogaciones Indicador erogaciones ejercidas Programa de
{MMUSD) {MMUSD) Erogaciones/ ejercidas
Construcción Instalaciones 18.60 -
Duetos 6.00
General* 427.92
Producción Intervención de pozos 36.79
Operación de instalaciones de 31.28
producción
Otras ingenierías 2.06
Seguridad, Salud y Medio 10.78 -
Ambiente
Abandono Desmantelamiento de
S7.58 instalaciones
Tabla 26. Programa de Inversiones por Sub-act1V1dad Petrolera.
(Fuente: Comisión con datos de PEP).
iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento
de la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito de
dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de
aceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como se
muestra en la Tabla 27.
Fluido 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027
Producción de aceite 74.47 72.32 9.32 7.07 5.5 4.26 3.47 2.99 2.66
programada (mbd)*
Producción de aceite real (mbd)
Porcentaje de desviación
Producción de gas programada 8.23 8.35 7.59 6.85 6.74 5.09 4.06 3.77 3.43
(mmpcd)*
Producción de gas real (mmpcd)
Porcentaje de desviación
Fluido 2028 2029 2030 2031 2032 Total Producción de aceite
2.4 2.78 2 7.79 0.66 25.77 programada (mbd)*
Producción de aceite real (mbd)
Porcentaje de desviación
Producción de gas 3.79 2.98 2.82 2.32 7.27 24.72
programada (mmpcd)*
Producción de gas real (mmpcd)
Porcentaje de desviación
-Com1s1ón GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX Nac.on•i_d_e '
Hidroca,1.ruros
--- - --� �-- -----� ......
49
* Pronóstico de producción, no incluye libranzas, cierres operativos, fallas de equipos y malas condiciones
climatológicas.
Tabla 27. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la
producción reportada.
(Fuente: Comisión con datos del Asignatorio).
-Comisión GOB MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX NH�dc,on•l_'.1"
. •=--
so
:v1. Sist�ma de A�mhii�tracion c:le R_iesgos
En relación con el Sistema de Administración de Riesgos, mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0749/2017 del 15 de agosto de 2017, la ASEA señaló que el Operador cuenta con un Sistema de Administración de Riesgos identificado con número ASEA-PEM16001C/AIO417, la cual se encuentra contenida en la autorización ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 del 13 de julio de 2017. En este contexto, con fundamento en los artículos 13 segundo párrafo y 14 de los lineamientos, mediante oficio 250.846/2018 de fecha 21 de diciembre de 2018, la Comisión remitió a la ASEA de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción a fin de que determine lo conducente.
Cabe señalar que, en el resolutivo Tercero de la citada autorización, se indicó que previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con la aprobación de la Comisión, el Operador deberá presentar ante la Agencia la aprobación que en su momento le otorgue esta Comisión, para efecto de encontrarse amparadas en dicho Sistema de Administración de Riesgos.
La Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación a·I Plan de Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la Normativa emitida por las autoridades competentes en materia de hidrocarburos, así como todas aquéllas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en los Planes aprobados por la Comisión.
' " " " - J
1111111 Comisión
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX 11/111111 ��r�t�'io. 57
\111. _ Prc:>grama� de c_umpU_miento de <;ont�nid<> Nªcional
Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0172-M-Campo Kambesah sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.
En la información presentada por el Asignatario se observa el siguiente porcentaje· de cumplimiento de Contenido Nacional:
-�--A-ñ_o __ """'-.,.....,.=20 ... 1_9��2_0�2_0��2-02�1--2-0_22_,�-=�2=0~23��2!?2� °' ,.�2! j Porcentaje de
Contenido Nacional
30.97% 32.07% ; 32.65% i 34.76% ¡ 35.29% [ 36.56% i 37.55%
Tabla 28. Porcentaje de Contenido Nacional (Fuente: Secretaría de Economía).
En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante oficio UCN.430.2019.0295 recibido el 24 de mayo de 2019 en la Comisión, suscrito por el Titular de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético, señaló que con base en la información presentada para el periodo 2019-2025, se considera probable que se cumpla con las obligaciones en materia de Contenido Nacional, en consecuencia, tiene una opinión favorable con respecto al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional que se utilizará para la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0172-M Campo Kambesah.
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- - '
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB MX HIDROCARBUROS.GOB.MX N�dc,onalbde
H, rocar uros
rr(l
52
VIII. Resultado del dictamen técnico
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburo� y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6, 7, 8, fracción 11, 11, 20, 40, fracción 11, incisos e) y h)
y 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país
La toma de información propuesta a realizar en la Asignación, a través de los
registros presión de fondo cerrado y los estudios especiales en núcleospermitirán desarrollar modelos de propiedades petrofísicas más confiables, quecoadyuven a conocer el comportamiento, características y potencial delyacimiento, así como identificar e implementar sistemas de recuperación
secundaria y mejorada, acelerando de esta forma el desarrollo del potencialpetrolero de la Asignación y del país.
b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleocrudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamenteviables
De acuerdo con la estrategia de extracción y el desarrollo de las actividades
físicas propuestas por el Asignatario en la modificación al Plan de Desarrollo enel periodo 2019-2033, se observa consistencia para el mantenimiento de laproducción a través de la reparaciones menores y optimización de la producción
de los pozos, contribuyendo a recuperación de las reservas de 30.99 MMbpce encondiciones económicamente viables, lo que se traduce en un incremente delFactor de Recuperación de aceite de 21.49 % a Sl.58 % y para el gas de 18.81 % a23.89 %.
e) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y ·extracción dehidrocarburos en beneficio del país
Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación
durante la ejecución de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
en el periodo 2019-2034 consisten en toma de información, estudios, 54 RME, 6taponamientos, actividades de inertización de ductos y el desmantelamiento de
la estructura marina. Por lo que se determina que la modificación del Plan deDesarrollo para la Extracción promueve el desarrollo de las actividades deextracción, y la información del yacimiento permitirá llevar a cabo un buen
esquema de explotación.
' -
-Comisión GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX N,mon;1I do ·
Hidrocarburos 53
d) La tecnología y el Plan
La estrategia de explotación que presenta el Asignatario para el yacimiento dela Asignación A-0172-M-Campo Kambesah se basa en un plan de administraciónde yacimientos sustentado en mejores prácticas, aplicación de tecnologías ylecciones aprendidas. La recuperación de hidrocarburos del campo Kambesahen el yacimiento Brecha Paleoceno - Cretácico Superior, en la actualidad sesustenta con la recuperación primaria.
Para el proceso de producción se analizaron diversas opciones tecnológicas paraaplicarse durante el presente Plan de Desarrollo para la Extracción,identificando las áreas de especialidad, así como los beneficios esperados.
Se plantea utilizar simuladores especializados en yacimientos naturalmentefracturados con el propósito de dar mayor certidumbre en los pronósticos de lasestrategias de explotación, también se utilizarán herramientas y procesos demedición del petróleo, gas y agua producidos, con la finalidad que ejecutar lasacciones necesarias oportunas para evitar la producción de gas o agua quepongan en riesgo la explotación óptima del campo.
La modificación al Plan propone el diseño y ejecución de estimulaciones con lafinalidad de mantener la producción, así como la inyección de inhibidores deincrustaciones producto del calcio contenido en el agua de producción.
Con base en la información remitida por el Asignatario, la Comisión concluyeque las tecnologías a utilizar en el ámbito técnico son adecuadas para realizarlas actividades de Extracción de Hidrocarburos en la Asignación, las cuales,contribuirán a maximizar el factor de recuperación, llegando a 51.58 % para elaceite en condiciones económicamente viables.
e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural
Previo a la presentación de la Solicitud, el 20 dejunio de 2018, la Comisión aprobóel Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación medianteResolución CNH.E.37.002/18, a la fecha de aprobación la Asignación dabacumplimiento a la MAG.
Sobre el particular, se advierte que el Asignatario presentó en la solicitud demodificación al Plan diversa información relacionada con el Programa deAprovechamiento de Gas Natural Asociado, la cual fue analizada por estaComisión y se llegó a la conclusión que mantiene el cumplimiento delaprovechamiento del gas por arriba del 98 %.
Cabe hacer mención que la Solicitud considera actualizaciones respecto d�dicho Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, sin embargo, se mantieneen los términos aprobados por esta Comisión en la Resolució
� de referenci\
� _y i
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX -Comisi6o Nacional de Hidrocarburos
54
Sin menos cabo a lo anterior, PEP deberá continuar con cumplimiento de cada una de las obligaciones establecidas en las Disposiciones para dar seguimiento al programa de aprovechamiento.
f) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
Como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la
implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición, se
consideran técnicamente viables las actividades propuestas por el Asignatario, en
atención a las siguientes consideraciones:
a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por el
Asignatario para el Plan de Desarrollo, en términos del artículo 43 de los LTMMH,
del cual se concluye:
1. 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, fracciones 1, 11, 111, IV, V, 21, 23, 24,
25, fracción 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, fracciones 1, 11, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40
y 42.
ii. Se analizó la información proporcionada por el Asignatario respecto a
la Gestión y Gerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los
requisitos para el contenido integral del artículo 44 de los LTMMH, el
cual deberá ser implementado en los términos referidos en el artículo
42 de los LTMMH.
iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se
advierte que los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo
propuesto por el Asignatario.
De conformidad con lo establecido en los artículos 5 y 43, fracción IV de los
LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio
250.076/2019 de fecha 27 de febrero de 2019, a lo cual mediante el Oficio 352-
A-041 con fecha del 04 de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo
con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el Asignatario
Pemex Exploración y Producción para el Área de asignación Kambesah,
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 de mercado. En relación con lo anterior, la SHCP
presentó las siguientes consideraciones:
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• 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.
• 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 LTMMH.
• 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 cada momento lo
indicado en este artículo.
• Por último, de conformidad con lo establecido en las fracciones 1, V y
VII, del artículo 41 de los LTMMH, que se cumplan con las normas y
estándares nacionales e internacionales que correspondan y en su caso
de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares
internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos Lineamientos.
• Dado que en los Puntos de Medición propuestos convergen distintas
corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera
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 provenga.
En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición
propuestos, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH, por lo cual dicha
Secretaría está de acuerdo con 1.a ubicación de los Puntos de Medición propuestos.
b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de
Medición y lo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente:
a. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de
Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los
Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición
Operacional y de Transferencia, la misma que se encuentra definida en
la tabla 4 del presente Dictamen Técnico.
b. El Asignatario deberá dar cumplimiento a los valores de Incertidumbre
y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38 de los LTMMH,
de conformidad con los cronogramas presentados.
c. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de
los Mec.anismos de Medición, el Asignatario deberá de realizar los
diagnósticos de conformidad con los programas presentados.
GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS.GOB.MX
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. Nacional de Hidrocarburos
-Comisión 56
d. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para elÁrea de Asignación Kambesah en los Puntos de Medición, elAsignatario deberá realizarla en los términos manifestados y evaluadosen el presente Dictamen Técnico y el Plan de Desarrollo presentado.
La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y Condensado deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión, en el Anexo I de los LTMMH, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial.
.IX. Recomendaciones
Derivado del análisis técnico realizado a la información presentada por el Asignatario se estima necesario realizar las siguientes recomendaciones:
Continuar con el seguimiento del contacto agua-aceite correspondiente a la Asignación A-0172-M- Campo Kambesah, lo anterior considerando la comunicación hidráulica potente con campos del área, y el contacto actual, para que se puedan tomar medidas oportunas enfocadas a estabilizar el corte de agua.
Realizar las actividades de abandono de conformidad con los términos y condiciones del Asignación, y las Mejores Prácticas de la Industria, esto incluye el retiro y desmantelamiento de materiales, incluyendo el taponamiento definitivo y abandono de pozos, desmontaje y retiro de plantas, plataformas, instalaciones, maquinaria y equipos utilizados para la realización de las actividades. Además, buscar y evaluar alternativas que permitan disminuir los costos de dichas actividades (pozos, duetos y plataformas).
Considerando la historia de producción, el volumen remanente, el contacto aguaaceite actual, así como las propiedades de los fluidos y el yacimiento, se recomienda el análisis de procesos de recuperación mejorada con la finalidad de recuperar el aceite remanente contenido en la matriz.
Adicionalmente, respecto a los pozos cuyos pronósticos de producción indican relaciones gas-aceite por arriba de la máxima aprobado en el PAGNA, es sumamente importante realizar mediciones periódicas de producción con instrumentación adecuada. Realizar muestreo y caracterización de los fluidos producidos. Integrar la información adquirida en simuladores que permitan visualizar de forma estática y dinámica el comportamiento del yacimiento, con el objetivo de tomar decisiones certeras y a tiempo respecto al control operativo de los pozos derivado de posibles incrementos en los volúmenes producidos de aceite y gas.
Finalmente, se estima conveniente reiterar que el análisis que deriva en la opinión téc�ica expuesta en el presente Dictamen se realizó con base en la información q
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obra en el expediente CNH:5S.7/3/30/2018 entregada por el Asignatario a la Comisión,
durante el proceso de evaluación de la modificación al Plan de Desarrollo para la
Extracción de la Asignación A-0172-M-Campo Kambesah.
ING. ROBERTO GERARDO CASTRO
GALINDO Director General Adjunto
Dirección General de Dictámenes de Extracción
ELABORÓ
ING. JULIO CÉSAR REYES MELÉNDEZ
Director de Área Dirección General de Estadística y
Evaluación Económica
MTRA. MARÍ 'ADAMELIA BURGUEÑO
MERCADO
Directora General Dirección General de Estadística y
Evaluación Económica
ING. EDGAR HERNÁNDEZ RIVERA
Jefe de Departamento Dirección General de Comercialización de
Producción
ELABORÓ
ING. MARIANA SÁNCHEZ COLÍN
Directora de Área
Dirección General de Medición
ING. SAMUEL CAMACHO ROMERO
Director General Adjunto Dirección General de Comercialización de
Producción
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Hidrocarburos 58
AUTORIZÓ
BERTHA GONZÁLEZ MORENO
Directora General
Dirección General de Medición FIRMA LA DIRECTORA GENERAL MEDICIÓN EN SUPLENCIA POR AUSENCIA DEL TITULAR DE LA UNIDAD
TÉCNICA DE EXTRACCIÓN CON FUNDAMENTO EN EL ARTÍCULO 49 PRIMER PÁRRAFO DEL REGLAMENTO
INTERNO DE LA COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 79, 29, 37, 3781S y 35 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción
/ de Hidrocarburos de la Asignación A-0772-M-Campo Kambesah. -'"f..L v·
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· -Comis160 GOB.MX/CNH RONDASMEXICO.GOB.MX HIDROCARBUROS GOB.MX Nacional de
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