Asignación A-0237-M-Campo Nohoch Dictamen Técnico de la ... · estado de Campeche 80 km al NE de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 50 m. El ... Coordenadas geográficas

Comisión Nacional de Hidrocarburos

Asignación A-0237-M-Campo Nohoch

Dictamen Técnico de la modificación al Plan

de Desarrollo para la Extracción de

Hidrocarburos

Pemex Exploración y Producción

Noviembre 2018

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

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

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

INFORMACIÓN ................................................................................................................................ 4

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS .................................................................................. 5

IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ..................................................... 6

A) CARACTERISTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN .................................. 6

B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN .................... 7

C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ................................................................................................... 7

D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FISICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO .............. ................................................................................................................................................. 9

F) COMPARATIVO DEL CAMPO NOHOCH A NIVEL INTERNACIONAL. .................................................................................... 16

G) EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................................................... 19

H) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ...................................................................... 22

1) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .......................................................................................................................... 22

J) PROGRAMA APROVECHAMIENTO QEL GAS NATURAL ....................................................................................................... 36

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

VI.

VII.

VIII.

A)

B)

C)

D)

E)

F)

IX.

MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN .............................................. 36

SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ........................................................................... 40

PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL. ............................................... 41

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

ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAIS ..................................... 42

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 .............................................. 42

PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAIS ................................................................................................................................................................. 42

LA UTILIZACIÓN DE LA TECNOLOGIA MÁS ADECUADA PARA LA EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS, EN FUNCIÓN DE LOS RESULTADOS PRODUCTIVOS Y ECONÓMICOS ... .... ................................... 42

EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................................................................ ................ 43

MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ...................................................................... 43

RECOMENDACIONES ............................................................................................................ ;;~

1

,¡ ¡,

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

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

l. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch, 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 el 5 de enero de 2017. Los datos se muestran en la Tabla 1.

Nombre

Estado y municipio

Área de Asignación

Fecha de emisión

Vigencia

Tipo de Asignación

Profundidad para extracción

Profundidad para exploración

Yacimientos y/o Campos

Colindancias

A-0237-M - Campo Nohoch

Aguas Territoriales del Golfo de México

24.897 Km2

13-agosto-14

20 afíos a partir del 13 de agosto de 2014

Extracción de hidrocarburos

1950-2100 mvbnm (Cretácico) 1870-2100 mvbnm (EM)

No aplica

Eoceno, Cretácico Superior, Cretácico Inferior

A-0078-M - Campo Chac (al Noreste)

Tabla 1. Datos Generales Asignación A-0237-M - Campo Nohoch. Fuente: PEPICNH

La Asignación en comento se localiza en aguas territoriales del Golfo de México, frente a las costas del estado de Campeche 80 km al NE de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 50 m. El polígono de la Asignación y su ubicación dentro de la república mexicana se representan en la Figura 1.

La Asignación referida colinda al noreste con la Asignación Chac. Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se relacionan en la Tabla 2.

Vértice Longitud Oeste Latitud Norte Vértice Longitud Oeste Latitud Norte

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

91 º 59' 00" 19º 23' 00" 12 91 º 59' 30" 19º 20' 00" 91º 59' 00" 19º 22' 30" 13 92º 00' 00" 19º 20' 00" 91 º 58' 30" 19º 22' 30" 14 92º 00' 00" 19º 20' 30" 91 º 58' 30" 19º 21 ' 30" 15 92º 00' 30" 19º 20' 30" 91 º 58' 00" 19º 21' 30" 16 92º 00' 30" 19º 21 ' 30" 91 º 58' 00" 19º 19' 30" 17 92º 01 ' 00" 19º 21' 30" 91 º 58' 30" 19º 19' 30" 18 92º 01 ' 00" 19º 22' 00" 91 º 58' 30" 19º 18' 30" 19 92º 00' 30" 19º 22' 00" 91 º 59' 00" 19º 18' 30" 20 92º 00' 30" 19º 22' 30" 91 º 59' 00" 19º 19' 00" 21 92º 00' 00" 19º 22' 30" 91 º 59' 30" 19º 19' 00" 22 92º 00' 00" 19º 23' 00"

Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch (Fuente, CNH con ;nfonnac;ón de PEP, 2~

0 ~

f

- - -- - -

- - -- - ------- - - -- ~ - - - --- - - ------ - -- --- - - --------

98ºW 96-W

z iE:

-¡t. ~

z .,::-;,. "'

98°W

94ºW 92-W 90-W 88-W 86ºW 84ºW

=-- - --~ -- O 100 200 300 400 500 1i111M 1 1 1 1 1 -- 1 10819857

94°W 92-W 90°W 88-W 84°W

Fig.1 Ubicación de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch. (Fuente: CNH)

~ z

~ z

~ z

..., C)

z

"'l z

"" z

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

El proceso de evaluación técnica, económica y dictamen de la modificación al Plan de Desarrollo propuesto por PEP, involucró la participación de cinco unidades administrativas de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, Dirección General de Medición, Dirección General de Reservas y Recuperación avanzada y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Además, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional.

La figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto de la modificación del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0090/2018 Dictamen Técnico de la Modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch de la Direcci · n General de¡/ ~

Dictámenes de Extracción de esta Comisión. -----f-...1. -~ I!!,.... ,.-~ .... -r- 7 7 7 J ~

r¡[\ + d2-

- - - " ~ - - - - - -~-- - - -

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

PEP-DG-SAPEP-GCR-792-2018

Solicitud de modificación del Plan de Desarrollo. 20/04/2018

250.351/2018

Declaratoria de suficiencia de información

04/07/2018

ASEA/UGI/DGGEERC/0439/2018

Opinión Sistema de Administración de Riesgos ASEA

09/05/2018

250.224/2018

Prevención de información

14/05/2018

250.559/2018

Opinión de cumplimiento de Contenido Nacional SE

19/9/2018

UCN.430.2018.417

Oi:ii ión de cumplimiento de ont enido NacionalSE

31/ 0/18

PEP-DG-SAPEP-GCR-1202-2018

Atención a la prevención 05/06/2018

250.179/2018

Opinión Sistema de Administración de Riesgos ASEA

25/04/18

Presentación en Órgano de Gobierno

Fig. 2. Cronologfa del proceso de evaluación, dictamen y resolución (Fuente: CNH)

111. Criterios de evaluación utilizados

Se verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el artículo 44 fracción II de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, 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 en términos de los artículos 7 y 8 de los "Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (en adelante, Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo_ Al respecto, se indica que las modificaciones propuestas por PEP al Plan de Desarrollo cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11 , VI 8, fracción 11, incisos a), b), e), d), e), f) , g), h), i) y j) 40, fracción 11, incisos a),

e) y h), 41 , y el Anexo II de los Lineamientos.

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación 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, 11 , 20, ~ 40, fracción 11, incisos a), e) y h), así como 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa apli~ azo que establee/ '

el Titulo de Asignación. ~ 7 77

~ rf\ -4-~

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

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

b) Contiene un análisis costo-beneficio de los efectos derivados de la modificación propuesta, en términos técnicos, económicos y operativos.

c) Contiene el sustento documental de la modificación propuesta. d) Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la modificación propuesta. e) Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan. f) Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del Anexo 11 de los

Lineamientos.

IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Plan

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

Las principales características generales geológicas, petrofisicas y propiedades de los fluidos de los yacimientos incluidos en la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch se muestran en la Tabla 3 .

. . Tipo de fluido

Densidad [° API]

RGA [m3/m3]

Tipo de Roca

Presión inicial (kg/cm2]

Presión de saturación [kg/cm2]

Presión actual [kg/cm2]

Tirante de agua [m]

Temperatura yacimiento [°C]

Aceite negro

22º (Cretácico)

17° (Eoceno Medio)

74 (Cretácico)

59 (Eoceno Medio)

Carbonatos dolomitizados (Cretácico)

Calcarenitas (Eoceno Medio)

278 (Cretácico)

180 (Eoceno Medio)

139 (Cretácico)

104 (Eoceno Medio)

180 (Cretácico)

180.3 (Eoceno Medio)

40

113

Factor de Recuperación@ 1-enero-2018 [%] 31 .89 rv Tabla 3. Propiedades de los yacimientos que integran la Asignación A-0237-M - Campo Nohoch. Fuente: \

~NH ~77~\ ~

- - - ~ -

- - -

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

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

La ejecución del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0237-M - Campo Nohoch (en adelante Asignación) se ha llevado a cabo mediante actividades de operación y mantenimiento, tanto a plataformas como instalaciones y para continuar con la extracción de la reserva remanente del campo se proponen las actividades adicionales siguientes: 35 limpiezas de aparejo, 4 reparaciones menores (corrección de anomalías), 5 tomas de información y 9 estimulaciones.

Las limpiezas de pozos se programaron con base a la estadística del campo, las cuales podrían variar en número y tiempo en función del comportamiento de los pozos. Para las actividades anteriores, se requiere de una inversión de 185.4 MMusd, la cual permitirá recuperar para el período 2018-2029 un volumen de 11.25 MMb de aceite y 4.24 MMMpc de gas hidrocarburo, que en petróleo crudo equivalente representan 11 .32 MMbpce.

Con base en el artículo 40 de los Lineamientos, el Plan de Desarrollo de la Asignación del Campo Nohoch se modifica debido a:

• Existen variaciones en el avance físico-presupuesta! del Plan aprobado.

Se realizaron 4 intervenciones menores adicionales al Programa vigente.

• Existen variaciones en los montos de inversión.

Existe una variación en el monto total de inversión, toda vez que representa un incremento del 181 % respecto del monto de inversión original previsto en el Plan vigente de desarrollo para la extracción.

Se realizaron erogaciones adicionales al compromiso mínimo de trabajo de la Asignación, asociadas a los conceptos de Modernización y Optimización de Infraestructura, Mantenimiento de las Instalaciones de Producción, así como en el de gestión de activos.

Derivado de la necesidad de una obra para el manejo de la producción hacia refinación, se ejerció una inversión adicional a lo programado. Lo anterior implica un 181% de incremento en las inversiones del Plan vigente.

c) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

La siguiente información (Fig.3) muestra la evolución anual de las reservas de aceite y gas para las 1 diferentes categorías (Probadas, probables y posibles) en el campo Nohoch. ~ 771

o Q)

350

:e 300 Q) a. Q)

~-250 Q) 2 =C l:: Q)

1l ~ 200 a, ·s -O CT 111 a, 150 Q) o e -o o:::, = .... I O 100 Q) (J a. .o ~ ~

50

o ■ ■ ■ ■ • • • - - ■ ■ ■ ■ ■ ■ • ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~ ~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~

■ PROBADAS ■ PROBABLES ■ POSIBLES

Fig.3. Evolución de las reservas de petróleo crudo equivalente del Campo Nohoch en el periodo 1999-2018. (Fuente: CNH)

El volumen de hidrocarburos a recuperar planteado por el Operador Petrolero, dentro de la Solicitud de Modificación del Plan de Desarrollo, es de 11.25 millones de barriles de aceite, lo cual representa el 99.3% de las Reservas 1 P de aceite y 4.24 miles de millones de pies cúbicos de gas, lo cual representa el 99.3% de las Reservas 1 P de gas, ambas cifras de Reservas, estimadas al 1 de enero de 2018.

Los volúmenes por recuperar propuestos en la Solicitud de Modificación del Plan de Desarrollo se encuentran asociados a la categoría Probada; lo cual es consistente con la información presentada por el Operador Petrolero en el Procedimiento Anual de Cuantificación y Certificación de Reservas al 1 de enero de 2018.

Cabe resaltar que el volumen por recuperar planteado por el Operador Petrolero en la Solicitud de Modificación supone un incremento significativo respecto de lo planteado en su Plan de Desarrollo aprobado. Siendo este incremento aproximadamente del 77% para el caso del aceite y del 78% para el

caso del gas.

Arlo Yacimiento

2018 Cretácico

EM 2018

Categoría de

reserva

lP

2P

3P

lP

2P

Factor de Volumen original recuperación

final

Aceite Gas

Aceite Gas Aceite natural

MMb MMMpc % % MMb

1,941.65 714.55 32.56 39.15 6.26

1,941.65 714.55 32.56 39.15 6.26

1,941.65 714.55 32.56 39.15 6.26

71.79 23.78 29.56 33.52 5.09

71.79 23.78 29.56 33.52 5.09

Reserva Remanente

Gas

MMMpc

2.35

2.35

2.35

1.92

1.92

Condensado

MMb

0.005

0.005

0.005

0.004

Producción Acumulada <11

PCP Aceite Gas

MMb MMb MMMpc

6.29 625.90 277.38

6.29 625.90 277.38

6.29 625.90 277.38

16.13 6.05

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

- - - -- - - - - - -

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

Factor de Volumen original recuperación

Categoría final Ai'io Yací miento de

Aceite Gas

Aceite Gas Aceite reserva natural

MMb MMMpc % % MMb

~

3P 71.79 23.78 29.56 33.52 5.09

•Los totales pueden no coincidir por redondeo de cifras. l . Producción acumulada al 31 de diciembre de 2017.

Producción Reserva Remanente

Acumulada <1>

Gas Condensado PCE* Aceite Gas

MMMpc MMb MMb MMb MMMpc

1.92 0.004 5.12 16.13 6.05

Tabla 4. Volumen de reservas certificadas al 1 º de enero de 2018 para la Asignación. Fuente: PEP

Categoría de Factor de

Volumen original recuperación Reserva remanente Producción

reservas Final

acumulada

Año

Aceite Gas natural Aceite Gas Aceite Gas Condensado Pee• • Aceite Gas

MMb MMMpc lP, 2P o 3P

% % MMb MMMpc MMb MMb MMb MMMpc

2,013.44 738.33 lP 32.45 38.97 11.34 4.27 0.009 11.41

2018* 2,013.44 738.33 2P 32.45 38.97 11.34 4.27 0.009 11.41 642.03 283.43

2,013.44 738.33 3P 32.45 38.97 11.34 4.27 0.009 11.41

2,083.01 952.97 lP 31.34 30.18 12.96 5.00 0.349 14.39

2017 2,083.01 952.97 2P 31.34 30.18 12.96 5.00 0.349 14.39 639.79 282.61

2,083.01 952.97 3P 31.34 30.18 12.96 5.00 0.349 14.39

2,083.01 952.97 l P 31.34 30.18 15.31 5.87 0.546 17.04

2016 2,083.01 952.97 2P 31.34 30.18 15.31 5.87 0.546 17.04 637.46 281.76

2,083.01 952.97 3P 31.34 30.18 15.31 5.87 0.546 17.04

2,054.11 940.55 lP 31.41 30.27 11.46 4.25 0.578 12.93

2015 2,054.11 940.55 2P 31.41 30.27 11.46 4.25 0.578 12.93 633.83 280.43

2,054.11 940.55 3P 31.41 30.27 11.46 4.25 0.578 12.93

• Reservas certificadas 2018 •• Valores de PCE estimados con Fac. Equiv. de cedulas 2018 Nota: Las cifras pueden no coincidir por el redondeo.

Tabla 5. Reservas certificas del periodo 2015-2018 de la Asignación. Fuente: PEP

d) Comparativo de la actividad física del Plan de Desarrollo para la Extracción vigente contra la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo.

Para la Asignación en el plan de desarrollo vigente, se establece como compromiso mínimo de trabajo, O perforaciones y terminaciones, O reparaciones mayores, con una inversión de 63.2 MMusd para el período de 2018 - 2035, así como un volumen de producción de 11 .01 MMb de aceite y 4.07 MMMpc.

La nueva propuesta del nuevo plan de desarrollo para la extracción considera 5 actividades de toma de información, y 4 reparaciones menores (correcciones de anomallas) y 9 estimulaciones, con la inversión de 185.4 MMusd, que permitirán recuperar para el periodo 2018 - 2029 un volumen de 11 .25 MMb de aceite ~

y 4.24 MMMpc de gas.

En la Tabla 6 se presenta un comparativo de la actividad física aprobada en el Plan vigente, la actividad ji fisica Real ejecutada por el Asignatario a 2017 y la actividad fisi~ ta ~ or PEP a realizar en la

0 . ~ 7;7 t-

presente solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo. El Plan propuesto refiere las Actividades petroleras relacionadas con la recuperación de la reserva en el horizonte de producción de la Asignación; es decir, que las Actividades de extracción están previstas al año 2026 y desde el año 2025, comenzarán las Actividades de abandono, culminando en 2029.

Reparación menor (limpieza de aparejo)

Reparación mayor

Toma de información

Reparación menor (corrección de anomalías) Reparación menor (estimulaciones)

Reserva (1P)

Reserva (2P)

Reserva (3P)

Volumen de aceite a extraer

Volumen de gas a extraer

Inversión

Gasto de operación

número

MMbpce

MMb

MMMpc

MMusd

Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

Plan Aprobado .... 2015-2035 2015-2017

24 21

o o o o

o 4

10 5

15.00(!) 14.08(2)

15.00(l) 14.08(2)

15.00°1 14.08(2)

11.02 8.24

4.08 3.00

83.8 118.28141

98.9 31.93(•)

1. La reserva del Plan Aprobado son las reservas certificadas al 1° de enero de 2014. 2. La reserva real corresponde a las reservas certificadas al 1 º de enero de 2017

Plan aprobado por ejecutar 2018-2025

3

o

5

N/A

N/A

N/A

2.78

1.08

o 66.97

2018-2025

35

o 5

4

9

11.41(3)

11.41(3)

11.41(3)

11.25

4.24

185.37

58.12

3. La reserva remanente certificadas del Plan Propuesto corresponde a la reserva 2P certificadas al 1º de enero de 2018. 4. La inversión y gasto de operación real son en MMusd @2018 utilizando paridad de 18.7 pesos/usd.

Tabla 6. Comparativa de actividad f/sica entre el Plan Aprobado y el Plan Propuesto de la Asignación. (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

La comparación de avance para el periodo comprendido de 2015 a mayo de 2018 para la actividad física y para el periodo comprendido de 2015 a marzo de 2018 para la inversión y gastos de operación, entre lo real ejecutado por Pemex y lo contemplado en el Plan vigente para la Asignación A-0237-M- Campo Nohoch, se muestra en la Tabla siguiente (Tabla 7).

Plan Rea11 Plan Real1 Plan Real Plan Real Plan Real Plan* Real**

2015 5.0 9.9 2.0 3.6 o o o o o o 10.25 48.26

2016 4.0 6.4 2.0 2.32 o o o o o o 5.50 13.22

2017 3.0 6.1 1.0 2.24 o o o o o o 4.88 56.80

2018 3.0 6.6 1.0 2 .36 o o o o o o 5.16 8.02

Tabla 7. Comparación de avance entre el Plan vigente vs. real ejecutado, en la A-0237-M-Campo Nohoch. (Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

1. Información presentada por el Asignatario. • inversiones del Plan vigente referidos a pesos@2018 (TC 18. 7 $/usd y un factor de inflación de 1.15) ºInversiones de lo real ejecutado: 2015 a pesos@2018 (TC 18.7 $/usd y un factor de inflación de 1.12)

2016 a pesos@2018 (TC 18.7 $/usd y un factor de inflación de 1.08) 2017 a pesos@2018 (TC 18.7 $/usd y un factor de inflación de 1.05) t J 2018 a pesos@2018 (TC 18. 7 $/usd y un factor de inflación de 1.00) Y

~ / 77 ~

1- -- - --- - - - -- - -- . - - -

En la Fig. 4 y 5 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de producción de aceite y gas, producción acumulada del Plan de Desarrollo vigente, cifras reales a mayo de 2018 y la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo de la Asignación, además de la producción acumulada del campo asociada a la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo.

12

10

8 ~ J:I

~6 o o

4

2

o 13

4.5

4.0

3.5

3.0 ~ (.) 2.5 g.

::::E ~ 2.0 C)

o 1.5

1.0

0.5

O.O

- Plan Propuesto - Qo Histórico -Plan Aprobado (RO)

Limite Económico del Pion Propuesto 30 noviembre 2026

UmHe Económico .... del Plan Aprobado

01 enero 2027

Fin Vigencia Asignación

13 agosto 2034

l 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Fig. 4. Perfil de producción de aceite del Campo Nohoch. (Fuente: PEP)

~ Plan Propuesto

- Qg Histórico -Plan Aprobado (RO)

LlmHe Económico del Pion Propuesto 30 noviembre 2026

Limite Económico .... del Pion Aprobado

01 enero 2027

Fin Vigencia Asignación

13 agosto 2034

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Fig. 5. Perfil de producción de gas del Campo Nohoch. (Fuente: PEP)

Respecto a la producdón acumulada, en la Tabla 8 se obsen,a un lnc,emento de 8. 75 mmb de aceite y /J ü 3.27 mmmpc de gas respecto al plan vigente. 7,7 . \

eroducción acumulada de P.roducción acumulada de

Producción acumulada (NP) histórica a 2015

NP a 2027 Plan vigente RO

NP a 2026 Plan Modificado

633.83

644.56

653.32

Tabla 8. Comparativo de producción acumulada

(Fuente: CNH con la información presentada por PEP)

e) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

9 c

280.43

284.40

287.67

Se verificó la alternativa seleccionada de modificación del Plan de Desarrollo propuesta por el operador en el sentido de evaluar el comportamiento de producción de fluidos y presión respecto al tiempo. Se hace evidente de conformidad con la información proporcionada por el Asignatario, el hecho de la existencia del mecanismo de empuje del yacimiento de tipo empuje por agua, al ser dicho mecanismo altamente efectivo en el soporte de presión del yacimiento, el cual logra llevar el factor de recuperación primaria del yacimiento a los mayores factores de recuperación primaria comparado con cualquier otro mecanismo (Figura 7). Lo anterior se ha delineado con mediciones llevadas a un datum de 2500 mvbnm (Figura 6). La relevancia del Cretácico en el Campo Nohoch es derivado de que contiene el 96% del volumen original de hidrocarburos y 97.5% del Factor de recuperación de la Asignación Nohoch.

Así mismo, las Figuras 4 y 5 (del punto anterior (d)) relacionadas con historia reciente de producción de aceite y gas, así como pronósticos de producción de aceite y gas del Campo Nohoch, demuestran la efectividad que han tenido las 4 intervenciones menores adicionales al Plan vigente que el Asignatario ha implementado en el Campo con el fin de mitigar la disminución de producción del campo, así como el incremento de producción con respecto al Plan aprobado, permite que la producción de aceite y gas

• alcanzada a 2018 sea 2.2 veces mayor que la del Plan vigente (referido como Ronda Cero (RO)).

120 278.0 300 l ~ • u

~ 100 250

:E

ª 192.1 195.8 a N

80 ' • 184.4 ., e 181.6 183.3 200 E ~p··, r· • •ns.4 u

~ • 01 D ~ :E 60 150 e: l' º o 111 e

CL 40 100

:¡

20 so

o o 79 81 84 87 90 93 96 99 02 05 08 11 14 17

Qo (Mbpd) -Qw (Mbpd) -Qg (MMpcd) • Pws (Kg/cm2)

Fig. 6. Comportamiento presión-producción del yacimiento Cretácico. (Fuente: P'¡J) , 777

G

Mecanismos de producción primaria 100 z

-o 90 ¡¡:¡ w a::: 80 a..

* 70 ci 1- ....J 60 z <x: w ~

z 50 \.!)

u ii: 40 <o >

-1. Expansión de la roca y de los fluidos

-2. Empuje por gas en solución

-3. Empuje por capa de gas

- 4. Empuje por agua

• Comportamiento Nohoch BKS

....J 30 w e z 20 -o ¡¡¡ w 10 a: o a..

o 10 20 30 40 50 60 70 80 FACTOR DE RECUPERACIÓN, % VOLUMEN ORIGINAL

Fig. 7. Comportamiento de producción y presión del yacimiento Cretácico (referido como BKS). (Fuente: PEP)

Para la decisión de la modificación al Plan de desarrollo y selección de la alternativa que genera mayor valor de proyecto, se estableció bajo una metodología de evaluación de proyectos propuesta por el Asignatario, abarcando el proceso productivo de un Activo desde su etapa de estudios preliminares hasta la desincorporación de instalaciones y abandono del campo, identificando de manera secuencial y metódica las incertidumbres y riesgos asociados.

Esta metodología establece como base fundamental de sus resultados el análisis cuantitativo y cualitativo de los riesgos asociados, el cual requiere un riguroso proceso de análisis de caracterización de las variables físicas que gobiernan los yacimientos Cretácico y Eoceno Medio, las variables asociadas a la extracción, transporte y almacenamiento de la producción y las financieras que regulan la rentabilidad del negocio, así como la propagación de sus incertidumbres que finalmente se traducen en riesgos para el proyecto, a objeto de diseñar la estrategia que permita reducir riesgos identificados y que, de manera "realista", apunte a maximizar la recuperación y rentabilidad de la asignación, aumentar la eficiencia de la inversión y acelerar la extracción de las reservas remanente

• Alternativas de desarrollo evaluadas

Con el objetivo de proponer la mejor alternativa para la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo, el Asignatario planteó escenarios de extracción, de los cuales seleccionó tres alternativas finales que se describen en la Tabla 9:

Perforación 2 1

Terminación 2 1

Reparación menor (Limpiezas de 35 26 27 aparejo)

~ ¿fa 7 77// ~

G lf'1

~

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

- - -

1--- --------------------~------------- -- - . - -

Reparaciones menores (Corrección 4 4 4 de anomalías) Reparación mayor 1 (Cambio de intervalo) Actividades físicas (Tomas de 5 5 4 Información) Reparaciones menores 9 9 5 (estimulaciones) Producción aceite 11 .25 11 .24 11 .17 (MMb) Producción gas 4.24 4.20 4.17 (MMMpc) Gastos de Operación 58.12 60.93 60.57 (MMusd) Inversiones (MMusd) 185.37 254.9 204.77

Bombeo Bombeo Bombeo Tecnologías

Neumático Neumático Neumático

Indicadores económicos

VPN Al (MMusd) 278.3 218.7 264.0

VPN DI (MMusd) 75.0 12.6 55.7

VPI (MMusd) 108.1 174.3 133.3

VPNNPI Al (usd/usd) 2.57 1.26 1.98

VPNNPI DI (usd/usd) 0.69 0.07 0.42

Tabla 9. Descripción de las alternativas evaluadas. (Fuente:PEP)

Alternativa 1

Esta alternativa está enfocado a la explotación de los yacimientos del Cretácico y EM con 7 pozos productores (4 y 3 respectivamente), la cual está orientada a la continuidad operativa del campo y al mantenimiento de la producción base, mediante estrategias como: limpiezas de aparejo de producción, bajantes, mandril de gas de bombeo neumático, estrangulador, cambios de punto de inyección y corrección de anomalías.

Se continuará con la aplicación de bombeo neumático (BN) como sistema artificial de producción; una vez agotadas las reservas remanentes se plantea el abandono del campo incluyendo pozos e infraestructura.

Esta estrategia plantea la continuidad de la producción base de los yacimientos hasta agotar la reserva remanente, no contempla actividad física adicional como son perforación y RMA de pozos, solo considera 35 RME de limpiezas de aparejo, 4 correcciones de anomalías, 5 tomas de Información y 9 estimulaciones, el gasto de inversión es de 185.37 MMusd y 58.12 MMusd como costos de operación.

fl Con base a lo anterior y de acuerdo con los indicadores económicos esta alternativa se definió como el i

escenario ganador debido a que es la que genera mayor valor. Á_- 777 r}

Alternativa 2 ~ q - l}/Jt

0 # -A~

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

Esta alternativa considera la producción base de los pozos que actualmente se encuentran produciendo en la asignación en sus dos formaciones (Cretácico y EM) más 26 RME de limpiezas de aparejo, 4 correcciones de anomalías, 5 tomas de Información y 9 estimulaciones.

En el yacimiento Cretácico se plantea la perforación de dos pozos nuevos saliendo de la estructura NohochC, el objetivo es adelantar la recuperación la reserva remanente alcanzándose en el año 2021 , sin embargo, en el yacimiento EM no se plantea intervenciones adiciónales debido a que no se cuenta con infraestructura adicional, la reserva remanente para este yacimiento se recupera en el año 2027.

La inversión asociada a esta alternativa es del orden de 254.9 MMusd con un gasto de operación de 60.93 MMusd, de acuerdo con los indicadores económicos que se obtienen para este escenario genera un valor presente antes de impuesto de 218.7 MMusd y un VPN después de impuesto de 12.6 MMusd, por lo que la alternativa 1 (alternativa seleccionada) sigue siendo la más atractiva.

Alternativa 3

Para esta alternativa se considera la continuidad de la producción base de los pozos que actualmente se encuentran produciendo en la asignación, mediante la realización de 27 RME de limpiezas de aparejo, 4 correcciones de anomalías, 5 tomas de Información y 9 estimulaciones.

Con el objetivo de incrementar la producción de aceite y adelantar la recuperación de la reserva remanente en la asignación se analizó la estrategia de perforar un pozo en la formación cretácico, más la reparación mayor de un pozo cerrado mediante un cambio de intervalo del Cretácico a EM, la recuperación de las reservas se alcanzaría en el año 2022.

La inversión asociada es del orden de 204.77 MMusd con un gasto de operación de 60.57 MMusd, de acuerdo con los indicadores económicos que se obtienen para este escenario genera un valor presente antes de impuesto de 264.0 MMusd y un VPN después de impuesto de 55. 7 MMusd, por lo que la alternativa 1 (alternativa seleccionada) sigue siendo la más atractiva.

Criterio de selección de alternativa elegida.

Tomando como base los resultados económicos de la alternativa analizada anteriormente se define como escenario ganador la alternativa 1.

Para las alternativas de explotación se muestran los volúmenes de hidrocarburos a recuperar y el año en

las que se alcanzan:

1. La alternativa 1 contempla recuperar una reserva 2P de 11.25 MMb de aceite y 4.24 MMMpc de gas al año 2026.

2. La alternativa 2 contempla recuperar una reserva 2P de 11 .24 MMb de aceite y 4.20 MMMpc de gas al año 2026.

3. La alternativa 3 contempla recuperar una reserva 2P de 11 .17 MMb de aceite y 4.17 MMMpc de gas al año 2022.

Los criterios de selección de las alternativas están asociados a la relación costo-beneficio en términos 1¡ económicos, mejor rentabilidad del negocio para incrementar el valor del P.rOY, cto, maximizando el uso de//

" 1 777

1pl ~

-- - - - - - - ---- - - - ~ - -

instalaciones existentes alineados al cuidado estricto de la preservación del medio ambiente y la seguridad física del personal e instalaciones.

Con la capacidad de ejecución y financiera de la Asignación , la Alternativa 1 para el caso especifico la asignación del campo Nohoch considera la etapa de declinación que actualmente tiene el campo en sus dos formaciones debido a la madurez de su explotación y como parte del proyecto integral ha sido evaluada bajo la metodología anteriormente señalada resultando la alternativa 1 como la ganadora ya que es la que genera mayor valor, tomando en consideración la capacidad financiera y de ejecución de la Asignación Nohoch.

En la Figura 8 se muestra el detalle de las alternativas evaluadas para la explotación de la Asignación, comparando los Valores Presentes Netos de las alternativas evaluadas Antes y después de impuestos.

Alternativas analizadas

250

200

o V, 150 :::, ~ ~

100

50

o -1 2 3

■ VPN Al (MMusd) ■ VPN DI (MMusd)

Figura 8. Comparativa de VPN generado por las Alternativas evaluadas por parte del Operador. (Fuente: CNH con la infonnación presentada por PEP)

f) Comparativo del Campo Nohoch a nivel internacional

Con el objeto de determinar si el Asignatario propone una modificación al Plan de Desarrollo del campo Nohoch procurando la maximización del factor de recuperación, la CNH realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y propiedades similares a las del campo Nohoch. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran costa afuera con propiedades similares.

En la Tabla 10 se muestran las características y propiedades utilizados para la selección de los camposJ! análogos: -;::,,,-,-7

Caracterfatlca

Tipo de hidrocarburo

Tirante de agua

Densidad (ºAPI)

Espesor de yacimiento

Tipo de litología

Ubicación

Descripción

Aceite

Menor a 100 metros

15 - 30

Menor a 150 metros

Carbonatos

Costa afuera

Tabla 10. Criterios de selección del análogo y características del Campo Nohoch (Fuente: CNH)

A continuación, en las Tablas 11 y 12, se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.

Abkatún

Al Shaheen

Arenque

Halfdan

ldd El Shargi North Dome

Prirazlom

Abkatún

AIShaheen

Arengue

Expansión

Dolomitas Aceite 28 Bombeo roca-fluidos,

México Neumático drenaje

gravitacional.

Calizas Bombeo Expansión

Aceite 30 de casquete Qatar margosas Neumático

de gas

Calizas Aceite 22 S/1 Expansión

México dolomitizadas roca-fluidos

Yeso Aceite 30 S/1 Expansión

Dinamarca roca-fluidos

Bombeo Expansión Calizas

Aceite 27 Neumático- roca-fluidos, Qatar

margosas Bombeo acuífero electrocentrífugo inactivo

Expansión

Calizas Aceite 22.2 S/1 roca-fluidos,

Rusia acuífero inactivo

Tabla 11. Campos análogos y sus características (Fuente: CNH)

Inyección de agua continua

Inyección de agua continua, reciclaje de gas, agua alternando gas ty,/AG) inmiscible

Inyección de agua

45.2 %

25%

17.1 %

55 productores 11 inyectores



p s»-~;~

- - --- -

--- - -- --- - --- -- - - - - - -- - -~-------- ------ ----- - -

Halfdan

ldd El Shargi

North Dome

Prirazlom

50.00%

45.00%

40.00%

35.00%

30.00%

25.00%

20.00%

15.00%

10.00%

5.00%

0.00%

Inyección de agua continua 39.2 % 53 productores 28 inyectores

100 productores Inyección de agua continua, reciclaje de gas 23 % 20 inyectores

Inyección de agua continua 33.73 % 19 productores 16 inyectores

Tabla 12. Campos análogos y sus características (Fuente: CNH)

Campos análogos - Factor de recuperación [%]

1 Abkatún Nohoch AIShaheen Arenque Halfdan ldd El Shargi Prirazlom

North Dome

Figura 9. Comparativa de factores de recuperación proyectados (Fuente: base de datos técnica). La linea punteada representa el promedio aritmético de los valores de factor de recuperación.

Respecto a la comparación nacional, se seleccionaron campos vecinos de Nohoch en aguas someras del , Golfo de México. Al igual que la comparación de campos internacionales, se hizo una comparativa de los /

factores de recuperación de aceite, como se puede apreciar en la Figura. 9. 777

60

so '#. a:: ... ¿

40 -o ü !! 8. :> 10 V

~ .. "O

~ t, lO

{!_

10

o ■ Ku Akal Za1p .1aloob Nohoch Ayc1ts1I S'1,1 Ek lxt.il

Figura 10. Factores de recuperación de aceite de campos vecinos nacionales del campo Nohoch. (Fuente: CNH)

De la Figura 1 O es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo de tipo pesado -intermedio (15- 30 ºAPI), de rocas carbonatadas, de aguas someras. que algunos como el caso del campo Zaap han tenido algún tipo de proceso de recuperación adicional a la primaria como es la inyección de nitrógeno o agua, factores que impactan directamente en el factor de recuperación de hidrocarburos.

Del análisis realizado por esta Comisión, se observa que el factor de recuperación final estimado para el yacimiento Cretácico en Nohoch, está acorde con otros campos similares a nivel nacional e internacional como es el caso de los campos Prirazlom (Rusia), Al Shaheen (Qatar), asi como a nivel nacional los que se visualizan en la Figura 9.

g) Evaluación Económica1

La opinión económica de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch, 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 Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para

la Extracción. iii. Consistencia de la información economIca y las actividades propuestas en la Solicitud de

modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción. iv. Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la

Extracción.

l. Variación del monto de inversión Plan vigente respecto a la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

El Plan de Desarrollo vigente de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch considera para el periodo 2015- JI ~ 2035 un gasto total por $159.4MMUSD': $73.0MMUSD por concepto de Inversión ~ S'::;r /f

77 1 Todos los montos señalados en esta opinión se presentan en dólares del 2018.

' M;ilones de dóla,es de los Estados Unidos G ~ á .J.--

- -

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

concepto de gasto operativo. De acuerdo con la información presentada por el Asignatario, durante el periodo 2015-2017 se ha erogado un monto total de $150.2MMUSD (inversiones por $118.3MMUSD y $31 .9MMUSD en gastos de operación).

En su Solicitud de Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, el Asignatario propone un cambio de estrategia de extracción a partir de 2018, misma que incluye un incremento en el número de reparaciones menores y la inclusión de actividades de abandono que concluirían en 2029. Los gastos programados en la modificación contemplan, para el periodo 2018-2029, costos totales por $263.SMMUSD, de los cuales $86.7MMUSD corresponden a Inversiones; $156.8MMUSD a gastos operativos; y $20.0MMUSD a otros egresos3

.

Actualmente, la Asignación tiene vigencia hasta 2034, sin embargo, la información presentada por el Asignatario cubre únicamente un horizonte hasta 2029 (tres años después de ocurrido el límite técnico). Como se presenta en la Figura 11 las inversiones totales asociadas a las actividades consideradas en la Solicitud de Modificación del Plan, representan un incremento del 181 % respecto a lo originalmente aprobado.

-Vigente ('15-'35) - Ejercido ('15-'17)

73

Vigente

.. ..

.. ,,

..

Programado ('18-'29) Total

205.02

.. 86.74

Modificación

*Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo Figura 11. Comparativo de inversiones entre el Plan Aprobado y la Solicitud de Modificación (Fuente CNH)

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

11. Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

3 En su solicitud, el Asignatario reporta "Otros egresos" por $20MMUSD corres~ ondient al "manejo de la / producción fuera de la Asignación". 77 7

G ,~ ,yil

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; de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, el Asignatario presentó la información necesaria que permite clasificar las inversiones programadas por Actividad y Sub-Actividad, tal como se muestra en la Figura 12.

Producción

Desarrollo

0.19% Evaluación

0.05%

"La Actividad Petrolera de Evaluación considera un estudio de impacto ambiental y una auditoria ambiental. "La Gráfica considera únicamente inversiones y gastos operativos

Figura 12. Distribución del Programa de Inversiones por Actividad Petrolera (Total $243.49MMUSD) (Fuente CNH)

Actividad Sub-Actividad Total $MMUSD

Evaluación Seguridad, Salud y Medio Ambiente $ 0.13

General $ 0.11 Desarrollo Ingeniería de Yacimientos $ 0.46

Construcción Instalaciones $ 7.84

Duetos $ 2.99

General $ 69.60

Producción Intervención de pozos $ 25.97

Operación de instalaciones de $ 17.59 roducción

Otras Ingenierías $ 2.02

Seguridad, Salud y Medio Ambiente $ 18.26

•Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo Tabla 13. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (Fuente CNH)

111. Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de ;J ' modificación

0 ~ ~ ~ ~

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

IV. Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

El Asignatario presentó la evaluación económica correspondiente al proyecto propuesto en su solicitud de modificación. Al considerar los perfiles de producción, costos e inversiones para la alternativa de desarrollo seleccionada por el Asignatario, esta DGEEE obtiene los siguientes resultados de la evaluación económica. En ella, se consideró considerando un precio de 60 dólares por barril y 3 dólares por cada millón de BTU4

.

Indicador

VPN (mmUSD)

TIR

VPI (mmUSD)

VPNNPI

Antes Impuestos Después Impuestos

$385.3 $17.6

1 ndeterminada Indeterminada

$65.02

5.93 0.27

Tabla 14. Resultados de la evaluación económica (Fuente CNH)

A partir del análisis correspondiente a los resultados de la evaluación económica se observa que, de las estimaciones propuestas deriva un proyecto rentable y económicamente viable, considerando lo establecido en los Títulos Tercero y Cuarto de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos. El proyecto y alternativa seleccionada, es rentable antes y después de aplicado el régimen fiscal correspondiente.

h) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

Actualmente el volumen y calidad de los hidrocarburos de la Asignación A-0237-M - Campo Nohoch 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 L TMMH), donde son considerados como Puntos de Medición los presentados en el Anexo 3 de los mismos Lineamientos.

Derivado de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0237-M - Campo Nohoch y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 42, 43 y 44 de los L TMMH la Dirección General de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por Pemex Exploración y Producción, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de

Hidrocarburos.

Es necesario comentar que para el análisis y evaluación de la información presentada por PEP se declara que el objetivo de la solicitud de la modificación del Plan de Desarrollo está enfocado a la explotación de los yacimientos Cretácico y Eoceno Medio (EM) con 7 pozos productores. Actualmente, la Asignación no cuenta con nuevas propuestas de desarrollo; siendo la estrategia de explotación el mantenimiento y operación de pozos, a través de limpiezas de aparejo de producción, bajantes, mandril de gas de bombeo neumático, estrangulador y/o cambios de punto de inyección; así como la corrección de anomalías.

El manejo y proceso de los hidrocarburos en el Centro de Proceso Nohoch-A se describe a continuación:

Manejo de Hidrocarburos del Centro de Proceso Nohoch-A

En el Centro de Proceso Nohoch-A (Figura 13) se maneja la mezcla de hidrocarburos procedente de las siguientes plataformas satélites:

• Nohoch-B (Asignación A-0237-M Campo Nohoch) • Nohoch-C (Asignaciones A-0078-M Campo Chac y A-0237-M Campo Nohoch) • Chac-A (Asignaciones A-0078-M Campo Chac y A-0237-M Campo Nohoch) • Akal-H (Asignación A-0008-M Campo Akal)

• Akal-R (Asignación A-0008-M Campo Akal) • Akal-S (Asignación A-0008-M Campo Akal) • Takin-A (Asignación A-0322 Campo Takín).

OLEODUCTO DE~• 111 HAC1A DOS BOCAS

TAJ<IN-A

1 nfraestructura y estado actual del C. P Nohoch-A.

- OLEOGASOOUCTO

- OLEODUCTO

-GASODUCTO

Figura 13. Infraestructura y estado actual del C.P. Nohoch-A. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

El Centro de Proceso cuenta con la siguiente infraestructura¡ / 777

1 - - .

' 1-- - - -- - - - --- - -- ------ --- ---- --- ~- -- - ----- ----- -- -- -

Centro de Tipo de Instalación Servicio Tirante Fecha de

Proceso Estructura (m) Instalación

Octápodo Nohoch-A Perforación 40.4 1978

Octápodo Nohoch-A2 Producción 40.4 1982 L------

l 40.4 1981 Octápodo Nohoch-A Enlace

Octápodo Nohoch-A Habitacional 40.4 1981

Octápodo Nohoch-A Habitacional 40.4 2001

Octápodo 1 Akal-R Satélite 38.4 1986 e---

Octápodo Akal-TR Perforación 38.4 2009

Nohoch-A Octápodo Akal-S Satélite 40.7 1986

Octápodo Akal-H Satélite 40.7 1985

Tetrápodo Akal-TH Perforación 40.7 2010 ----1

r 40.5 ---------<

Octápodo Chac-A Perforación 1989 '-- ___,

Tetrápodo Takin-A Perforación 31 .0 1991

Octápodo Nohoch-B Perforación 38.0 1979 -Octápodo Nohoch-B Perforación 1 39.1 1991

Tabla 15. Infraestructura del Centro de Proceso Nohoch-A. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

Las plataformas satélites Nohoch-B y Chac-A (Figura 1 O) transportan de manera directa la mezcla de hidrocarburos (gas-aceite) por las líneas L-119 y L-5 correspondientemente hacia el Centro de Proceso, donde se juntan con la línea Nohoch-A perforación, incorporándose posteriormente al cabezal de mezcla

del Centro de Proceso Nohoch-A.

Como caso particular, la mezcla de hidrocarburos (gas-aceite) procedente de la plataforma Takin-A se junta por medio de una línea submarina L-167 con la producción de la plataforma Nohoch-C (Figura 1) fluyendo de manera conjunta hacia el Centro de Proceso por medio de la línea L-122 e incorporándose igualmente al cabezal de mezcla donde se reúne la producción hacia el separador de primera etapa en Nohoch-A1 (FA-6105), llevando a cabo la separación del aceite crudo del gas disuelto, posteriormente el aceite

separado fluye hacia el cabezal de aceite separado.

En las plataformas Akal-R y Akal-S se cuenta con separadores remotos, los cuales realizan una primera etapa de separación (gas-aceite), el aceite separado de Akal-R y Akal-S se envía en conjunto por la línea L-89 que llega al Centro de Proceso y se incorpora al cabezal de aceite separado, por otra parte el gas separado se junta en una línea submarina L-171 y se incorpora al cabezal de succión de compresores

Booster en el Centro de Proceso.

El aceite crudo húmedo del cabezal de aceite separado, fluye hacia la planta deshidratadora donde se separa la mayor parte del agua contenida y es enviado al separador de segunda etapa (FA-6107), para el volumen de agua congénita se estableció un sistema de medición en la salida de planta deshidratadora y su posterior envío a pozo de captación, el aceite crudo fluye hacia el cuatro de turbo bombas para su represionamiento y posteriormente es cuantificado por el Sistema de Medición (PA-3103) para finalmente ser enviado hacia la Terminal Marítima "Dos Bocas" (TMDB) , el manejo del aceite en el centro de proceso ~

se muestra en la siguiente Figura 14.¡ ~ 777 \

~ 4-f

" - - -

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

-l .. , §~

1

l'UNTOI DI INYKl:16fil . .. ... . -· .... •(•f- -\lt

• [llo'C.<l -* • CAHt,1,iNlld.tn,AIOt1jt

Figura 14. Diagrama general del manejo de aceite en Nohoch-A.

NH-A ENLACE

u-"" .. , - •Uil-

(Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

El gas obtenido en el separador de primera etapa en NH-A 1 (FA-6105) se envía hacia el tanque rectificador de gas de primera etapa, donde se condensan las partículas de líquido que pueda arrastrar la corriente de gas. El gas que sale del rectificador de primera etapa fluye hacia el cabezal de succión de compresores Booster juntándose con el gas amargo procedente de las plataformas Akal-R y Akal-S, el cual es comprimido por seis turbocompresores, en la plataforma Nohoch-A Enlace donde se realiza la cuantificación del volumen de gas por medio de los Sistemas de Medición SM-1401 (succión) y SM-409

(descarga).

Posteriormente es enviado a la plataforma NH-A2 para ser recomprimido por los turbocompresores de alta presión MARS-100 A, By C, donde se realiza la medición independiente del volumen de gas a través del Sistema de Medición SM-704. Finalmente, el gas recomprimido es enviado al turbocompresor de inyección en NH-AE donde es cuantificado por el Sistema de Medición SM-TCBN-1 . El manejo del aceite en el centro

de proceso se muestra en la Figura 14/ --;:,-77

1

1

1

-- ~ - - - ---- - -- - - ~ - -

GAS NOHOCH-A

ENLACE

¡¡ !i

X

¡ f V 1 ! .. t ¡ o : 1 A J ¡~ ' "" '•N ! ¡ X ' ' ¡ ¡ ' ' : '. ' ' ' ' i !

T.-i ¡ ! 3ti1111 SDV-«15 ¡ :

' ' i ! ' ' ' ' ¡ :

SOV..tM ! ~ ;

. i: , 1

L~~ - -;,;_ . ---CASO~~O /!. --- ••••.••• " ¡ ~ AJIAl..0 '

(L.171¡ •

GAS SUOCION HOOSTEA

GAS SUCOOH DCSC. HOOSTERISOCC. IIOOIJLOS

DI' RfCT DE 1" HAPA FA.i1'Z

~ <;) ... 11· "

D D ::

' ' j

PERFORACION

X

SDV:JID

-----

GAS SUOCI0" DCSC. (1)

IIODULOS /50CC. INYfCCION

( ............ -------7

~xi :i o/o¡ ¡

X

18'\c16" ., r

e.a SOi/ 10I

llt GADA

""º

SDV-1K ti M

C>CI 3,i f DE n ECT. DE 1"1 9 CTAPA FA41N 1

1 ;

¡

j

~®+l oc RCCT. be ETAPA FA~1

LLEGADA AIW

' ¡ ¡

Figura 15. Diagrama general del manejo de gas en Nohoch-A. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

Cálculo del volumen de condensados

Derivado de la filosofía e infraestructura considerada en Nohoch-A para la determinación del volumen de condensados del gas de la Asignación Nohoch se realizará de manera teórica bajo el sustento de la norma API MPMS 14.5, en la descarga de los módulos de Nohoch-A2 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.

Medición de Aceite

En la siguiente figura se muestra la distribución de la medición de los hidrocarburos líquidos provenientes

de la Asignación A-0237-M Campo Nohoch.

De acuerdo con lo manifestado por PEP, la cuantificación de los pozos pertenecientes a la Asignación A- 1 0237-M Campo Nohoch (medición operacional), se realizará bajo el esquema de medición multifásica y/o /; por medio de separadores de prueba.

ASIGNACIÓN

CAMPOAl<Al

Akal-H

Akal-R

Akal-S

Medición Oparacional

ASIGNACIÓN ASIGNACIÓN A-0078-M A--0322 CAMPO

CAMPOCHAC TAIÓN

Nohoch-C Chac-A Takin-A

Nohoch-A Nohoch-B Nohoch-C

ASIGNACION A-o237·M 1 CAMPO NOHOOf i

1 ------------- 1

Medición Referencial

M•dlclón d• TraNfe,..,,da • Madlción R,cal

r---------------------, f NTRO DE PRDaSO] NOHOOf-A

-Nohoch-A1 PA-3103

AJi1n■clonH

AIPBASOl-01 Parclal Alad

lxtoc K■mbes■h

Kut> Slhll

C.E. Ek-Balam

Tumlnal Marítima Dos

Bocu

SM.aoo

SM-100 SM-200

1 , ____________ .J

Figura 16. Sistemas de Medición de líquidos asignación A-0237-M Campo Nohoch (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

La medición operacional de los pozos se realizará de manera directa mediante el uso de separadores de prueba y/o medidores multifásicos, con los cuales se determinará el volumen de hidrocarburos y el agua asociada; en cuanto a la medición indirecta esta será realizada mediante la estimación de un aforo teórico del pozo el cual tendrá como insumos los datos operativos y el muestreo periódico al mismo.

El procedimiento para la realización del aforo teórico involucra al sistema integral de producción que depende de los diferentes elementos que lo constituyen, involucrando las diferentes caídas de presión que ocurren en el sistema, es decir la capacidad de aportación del yacimiento, distribución de tuberías de revestimiento, producción y líneas superficiales del pozo.

La justificación presentada por PEP para el empleo de los sistemas multifásicos es la siguiente:

"Derivado de la disminución de producción de los pozos y al deterioro de los separadores de prueba e instrumentación secundaria ocasionado principalmente por el medio ambiente de las áreas costa fuera, la evaluación económica indica que los costos por mantenimiento del proceso de medición por medio de separadores de prueba (separador fijo) son muy altos, por lo tanto resulta más rentable el uso de otras tecnologías como lo es la medición multifásica, las cuales pueden ser del tipo portátil, siendo capaces de realizar la medición en distintas instalaciones bajo un programa de realización de aforos, compartiendo así

los costos."

En la siguiente Tabla 16 se presentan los la distribución de los equipos de medición operacional.

Sistema de Carac:terfatlcas Facha de

No. Fluido Tipo de medidor medición Aalgnaclonee

metrol6glcaa última

callbracl6n

Aceite A-0237-M

Exactitud No Multifásico Nohoch-A Campo

crudo/Gas Nohoch ±5.0% disponible f

777

G /)11

Aceite A-0237-M

Exactitud No 2

crudo Presión Diferencial Nohoch-B Campo

±0.25% disponible Nohoch

A-0237-M

3 Aceite

Coriolis Nohoch-C Campo Exactitud No

crudo Nohoch ±0.03% disponible

Tabla 16. Distribución de los equipos de medición operacional -Aceite Centro de Proceso Nohoch-A. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

El Sistema de Medición de líquidos para la cuantificación y distribución de los volúmenes de líquido de los pozos pertenecientes al Centro Proceso Nohoch-A, se identifica como el sistema de medición PA-3103 (Medición de Transferencia) ubicado en la plataforma Nohoch-A 1, donde son medidas las Asignaciones, A-0237-M Campo Nohoch, A-0078-M Campo Chac, A-0322 Campo Takín y parcial de la Asignación A-0008-M Campo Akal. El sistema de medición (PA-3103) cuentan con 3 trenes de medición, dos con medidores ultrasónicos del tipo tiempo de tránsito y uno con medidor másico tipo Coriolis, la instrumentación secundaria está integrada por transmisores de presión, temperatura, corte de agua y densidad, como elemento terciario; se dispone de 2 computadores de flujo marca Floboss S600+ para el sistema de medición, los cuales dependen de los algoritmos de cálculo para cuantificar los volúmenes netos de aceite a condiciones de referencia, así mismo PEP realiza la toma de muestras del fluido en el sistema de medición para la determinación del porcentaje de agua y sólidos por análisis en laboratorio aplicando los estándares aplicables referidos en al Anexo 2 de los L TMMH, en la siguiente Figura 17 se muestra la ubicación del Sistema de Medición (PA-3103) definido como medición de referencia.

... --... -a-..--,

--· 'I!! .. ., ... e, --...-. .. I!!

e:-,(• -· ......... , ....

Ntt.A2 Nt4.A MM

,.v ............ .. ............ ............. _ .....

11.•---

EXCOW. ENLACE

Figura 17. Ubicación del medidor de Flujo de aceite crudo del Centro de Proceso Nohoch-A.11 (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.) J¡

777

Otro Sistema de Medición del tipo (Medición de Transferencia) se encuentra instalado en la Terminal Marítima Dos Bocas (SM-800) de envío al Centro Comercializador de Crudo Palomas, el sistema de medición cuenta con cuatro trenes de medición, con medidor tipo turbina de 12 pg., un probador bidireccional, Instrumentos de medida en línea, necesarios para la determinación de la densidad y el contenido de agua, así mismo PEP lleva a cabo análisis de laboratorio con la finalidad de dar trazabilidad a los datos obtenidos en los instrumentos en línea. Los Puntos de Medición (Medición Fiscal) para la cuantificación de aceite correspondientes de la Asignación A-0237-M Campo Nohoch, se encuentran en la (TMDB) y en el Centro Comercializador de Crudo Palomas (CCC Palomas) , los sistemas de medición instalados en las mencionadas instalaciones cuentan con las siguientes características:

Slatemnde Tren de Incertidumbre

Tipo de Medidor Dlimetro

Medición Medición (tecnologla)

FT-101 ± 0.21 %

FT-102 ± 0.21 % FT-103 ± 0.18 % FT-104 ± 0.18 %

FT-105 ± 0.19 %

SM-100 FT-106 ± 0.21 % Turbina 8 pg,

FT-107 ± 0.21 %

FT-108 ± 0.21 % FT-109 ± 0.20 %

FT-110 ± 0.21 % FT-111 ± 0.21 %

FT-201 ± 0.17%

FT-202 ± 0.17%

SM-200 FT-203 ± 0.18%

Turbina 9 pg. FT-204 ± 0.17% FT-205 ± 0.18% FT-206 ± 0.18%

Tabla 17. Sistemas de Medición de aceite en la TMDB. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

Sistemas de Tren de Incertidumbre Tipo/ Marca Diámetro

Medición Medición

FE-111 FE-121

Ultrasónico / PA-100 FE-131 0.35%

Faurer Herman 10 pg,

FE-141 FE-151 FE-211

PA-200 FE-221

0.16% Ultrasónico /

8 pg. FE-231 G. E

FE-241 FE-311

Ultrasónico / PA-300 FE-321 0.42% 8 pg.

G.E. FE-331

PA-1700 FE-1 711 0.35% .. , 8 pg.

/~ I 7

~ -

- .::r

Tabla 18. Sistemas de Medición de aceite en CCC Palomas. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

PEP presentó los valores de incertidumbre asociados a cada tren de medición, asf mismo se presentan los programas correspondientes para la mejora y la actualización de la incertidumbre asociada a los sistemas de medición de tipo Operacional, Referencial, Transferencia y Fiscal, con la finalidad de dar cumplimiento con lo establecido en el Artículo 38 de los L TMMH.

PEP deberá de mantener actualizados los presupuestos y sus respectivos valores de Incertidumbre de Medida en los Sistemas de Medición de tipo Operacional, Referencia, Transferencia y Fiscal, información que se deberá remitir esta Comisión de conformidad con lo establecido en el Capítulo 1, articulo 1 O, fracción

111 de los LTMMH

Cabe señalar que estos Puntos de Medición cuantifican la producción de aceite proveniente de otras asignaciones, mismas que fueron otorgadas por la Secretaría de Energía a PEP.

La evaluación y cronogramas correspondientes con la actualización de las incertidumbres se presentan en el anexo I de presente Dictamen Técnico.

Medición de Gas Natural:

Los Sistemas de Medición para la cuantificación y distribución de los volúmenes de gas correspondientes a los pozos de la Asignación A-0237-M Campo Nohoch, se identifican en la siguiente figura.

ASIGNACÓN A-OOOS-M

CAMPOAKAL

Akal-H

Akal-R

Akal-S

ASIGNACÓN A-0078-M

CAMPOQIAC

ASIGNACÓN A-0322 CAMPO

TAKÍN

1 1 I Nohoch-A Nohoch-BNohoch-C

r---------------------, 1 CENTRO DE PROCESO ' 1 1 NOHOCH-A

Succión y DH~rga Nohoch-AE. descarga de gener.,I SM-TCBN-1

boosters módulo5 Nohoch-AE Nohoch-A2

SM-1401

SM-81 SM-82 1 ASIGNAC N A-0237-M 1 CAMPO NOHOOI Nohoch-A1 Nohoch-A2 1 __________________ Gas Venteado _____________ ..J

Medición Operacional

Medición de Transferend■

Medición Refen,nclal

Medición Asul

Figura 18. Tipo de Medición de Gas-Asignación A-0237-M Campo Nohoch. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

0237-M Campo Nohoch (Medición Operacional), se realizará bajo el esquema de medición multifásica y!o/

G

'

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

La medición operacional de los pozos se realizará de manera directa mediante el uso de separadores de prueba y/o medidores multifásicos, con los cuales se determinará el volumen de hidrocarburos y el agua asociada, en cuanto a la medición indirecta; esta será realizada mediante la estimación de un aforo teórico del pozo, el cual tendrá como insumos los datos operativos y el muestreo periódico al mismo.

El procedimiento para la realización del aforo teórico involucra al sistema integral de producción que depende de los diferentes elementos que lo constituyen, involucrando las diferentes caídas de presión que ocurren en el sistema, es decir la capacidad de aportación del yacimiento, distribución de tuberias de revestimiento, producción y líneas superficiales del pozo.

La justificación presentada por PEP para el empleo de los sistemas multifásicos es la siguiente:

"Derivado de la disminución de producción de los pozos y al deterioro de los separadores de prueba e instrumentación secundaria ocasionado principalmente por el medio ambiente de las áreas costa fuera, la evaluación económica indica que los costos por mantenimiento del proceso de medición por medio de separadores de prueba (separador fijo) son muy altos, por lo tanto resulta más rentable el uso de otras tecnologías como lo es la medición multifásica, las cuales pueden ser del tipo portátil, siendo capaces de realizar la medición en distintas instalaciones bajo un programa de realización de aforos, compartiendo así los costos. "

En la siguiente Tabla 19 se presentan los la distribución de los equipos de Medición Operacional.

No. Fluido Tipo de medidor Sistema de

Asignaciones Caracterlstlcas

medición metrológlcas

1 Gas Multifásico Nohoch-A A-0237-M Campo Nohoch Exactitud ± 5.0%

2 Gas Presión Diferencial Nohoch-B A-0237-M Campo Nohoch Exactitud ± 0.25%

3 Gas Presión Diferencial Nohoch-C A-0237-M Campo Nohoch Exactitud ± 0.03%

Tabla 19. Distribución de los equipos de Medición Operacional Gas - Centro de Proceso Nohoch-A. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

Los Sistemas de Medición SM-81 y SM-82 se establecen como Medición de Referencia para la cuantificación de los volúmenes de gas de los pozos pertenecientes al Centro Proceso Nohoch-A para las Asignaciones A-0078-M Campo Chac, A-0237-M Campo Nohoch, A-0322 Campo Takín y parcial de A- ¡/ 0008-M Campo Akal , la ubicación de los Sistemas de Medición mencionados se muestran en la Figura 19. K

777

-- - --~ - - - - - - -

- -- -------- - - -- --------·--··-------------- -- --------------- --

Infraestructura y estado actual del e P Nohoch-A

L-111 ~-Gas enviado a la atmósfera SM-81

-OLEOGASOOU:10

- CUCOJCTO

-GASOOUCTO

Figura 19. Ubicación de los Sistemas SM-81 y SM-82 medición de gas de referencia del C.P. Nohoch-A. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

De igual manera se establecen como medición referencial los siguientes sistemas:

► Sistemas de medición SM-1401 de la succión de booster ► Sistema de medición SM-409 de la descarga de booster ► sistema de medición SM-TCBN-1 (inyección a yacimiento)

El sistema de medición SM-1401 de la succión de booster y el sistema de medición SM-409 de la descarga de booster cuentan con elemento primario tipo tubo Venturi, y computadores de flujo Rosemount los cuales disponen de los algoritmos de cálculo para cuantificar los volúmenes netos de gas a condiciones de

referencia.

El sistema de medición SM-TCBN-1 cuenta con elemento primario del tipo presión diferencial tipo placa de orificio y computadores de flujo Scanner 2000 los cuales disponen de los algoritmos de cálculo para cuantificar los volúmenes netos de gas a condiciones de referencia en la siguiente Tabla 20 se presentan las principales características de los Sistemas de Medición SM-1401 , SM-409 y SM-TCBN-1 , así como en la Figura 20. Se identifican las ubicaciones correspondientes en el Centro de Proceso Nohoch-A.

8EII TIPO TAG DI. CEO IIARCA MODELO SERIE RANGO TAG TIPO DATOS PLACA

w E-PLUS 3626PSIG, zº -O .J FE- 36 ROSEMOUNT

3095- 200-FQI- TIPO

º~ VENTURI SD 0045-2813 EP07125027 1200ºF, - RTD Uw 1401 pg. 0205 0-250

1401 CLAMP-ON 3711786 => z (/) w SIHSD2G3 "H2O

(!)

777

--

----- -- - ------------------------------ - ------------- - ~ -

<( ...J e, <( o:: o:: <( w Uz (/) w ~ e,

:E <( !:!! e, ...J o:: <( <( :::)

ºº (/) -w> ºº ~

E-PLUS 3626PSIG, 3095- 200-

FE- 24 ROSEMOUNT FQI- TIPO VENTURI SD 0045-281 3 EP07125028 1200ºF, - RTD

409 pg. 0205 409 CLAMP-ON 371 1786 0-250

SIHSD2G3 "H2O

TIPO

BRIDA 840"H20 CLAMP-ON SIN 14 Scanner

PORTA TAG

80 Cameron 2000

6385 X 210 RTD MCA: pg. --

PLACA KG/CM2 MOORE INDUSTRIES

Tabla 20. Características de los Sistemas de Medición SM-1401 , SM-409 y SM-TCBN-1 (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

Módulo de Inyección SM-TCBN-1

GAS NOHOCH-A

~ CI: EX-COMPRESION

ll(GAOA~

(L.171)

--, 11111 ~

:z:

1

Succión de ~ SM-1401

Descarga de ~ SM-409

GAS SUCOOII 800STtA

GASSUIXIOIIDfSC. IIOOSltlllSUCC. IIODIII.DS

NH-A2

DE AECT. Df 1' (TAPA FA,182

"~ .. ....

PERFORACION

. e DUCARGA Of PlAIITA OEStlDIIAlADORA ·····----------------J-

~·· X

1 :z:

GAS SUCOOII OESC. (1) IIOOUl.OS ISUCC. 111\'fCOOII

NH-A1

1

1 11 1

2J·,1a..

pt ~ 1

:z:

SOYllM , ___ llfGAOA (1)

.U.JI

sov•

... ~ ... Of RECT. ETAPA~

lUG.tDA AICH

Figura 20. Ubicación de los medidores de Flujo del manejo de gas de referencia del Centro de Proceso}/

- -

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

El Sistema de Medición (medición de transferencia) para la cuantificación y distribución de los volúmenes de gas de los pozos pertenecientes al Centro Proceso Nohoch-A se identifica como el sistema de medición SM-704 de descarga individual de módulos de compresión ubicado en la plataforma Nohoch-A2, donde llega la producción proveniente de las Asignaciones, A-0078-M Campo Chac, A-0237-M Campo Nohoch, A-0322 Campo Takín y parcial A-0008-M Campo Akal.

El Sistemas de Medición (SM-704) cuentan elementos primarios del tipo presión diferencial tipo placa de orificio y computadores de flujo Scanner 2000 los cuales disponen de los algoritmos de cálculo para cuantificar los volúmenes netos de gas a condiciones de referencia. En la siguiente Figura 21 . se identifica la ubicación del Sistema de Medición de gas (SM- 704) en el Centro de Proceso Nohoch-A.

GAS NOHOCH-A

ENLACE EX..COMPRESION NH-A 2 AK-G ( PERFORACION ( NH-A 1

UEGADA(!) 1 _ _¡:===~=~- ; -,:;¡;,-~ H~HB~~--::::::=::~==~===1.,..---lr ¡-- 11 · DESP= DE : l! 7

X

J: X

Ji ISl ;,!, X

TJo SDV-"15

SDV"°' cilfs l

. D_E~!º!":~~~~ .. .l 11 ¡ f::...._-.-.....-:!"7;..,11 ! Sistema de Medición ~G;)J i

_ 100

: de gas de compresión X i

DE RECT DE I' FTAPA FA61112

10"'0

~ SM-704 1·

ii ~·· .¡ 1·~: ~" . i l X ... SDVIOi ti

"' ;i. w i ... ~ ' "' 1 ~

J: X

~~ ~ . GASO~UCTO A - -- • -

~ AKAUJ ----- -····-· --·-- l ___ _ =

SOV-291 ¡;i¡j

sov.10,

1 DE AíCT. DE ETAPA~1

! il 171)

GAS SUCOOH BOOSTER

GAS SUCOOH OESC. BOOSTERISUCC. IIODutOS

GAS SUCOOH DESC. IIOOULOS ISUCC. IIIVECOOH

(i) LL~~ (i) UEGADA AKH

Figura 21 . Ubicación de los medidores de Flujo de gas de transferencia del Centro de Proceso Nohoch-A. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

Determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos

Para la elaboración del balance de los hidrocarburos producidos en la Asignación A-0237-M Campo Nohoch PEP presento los procedimientos correspondientes. El proceso de balance considera la filosofía operacional y los movimientos operativos programados y no programados.

Así mismo, presentó los procedimientos para la asignación de la producción, tanto de líquido como de gas y condensado con base en las mediciones fiscales, de transferencia, de referencia y operacionales. Estos procedimientos describen los pasos para asignar la producción a la asignación A-0237-M Campo Nohoch , / y sus respectivos pozos, derivado de que al punto de transferencia confluyen las corrientes de los campos /i1 Chac, Takin y parcial de Akal. 777

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

------- -- ------- -------------------------------- - ---~---- - - -- ----

El cálculo de los volúmenes de fluidos para cada corriente y para cada pozo se realiza mediante la distribución proporcional del volumen registrado proveniente de la medición fiscal de acuerdo con su porcentaje de aportación, el cual es obtenido a partir de mediciones operacionales y de referencia.

Para la determinación de la calidad de los hidrocarburos, se realiza la toma y análisis de muestreo en los diferentes Sistemas de Medición de tipo Operacional, transferencia y fiscal con base en la siguiente normatividad.

Detennlnaclón de la Nonnatlvldad Aplicable calldad

Práctica para muestreo ASTM D-4057

Densidad relativa o API (ASTM D-1298)

gravedad

Cromatografía de gas ASTM D-1945

Salinidad ASTM D-3230

PH ASTM D-664

Agua y Sedimento ASTM D-4007

Tabla 21. Normatividad Aplicable para el análisis de muestreo. (Fuente: Comisión con información presentada por Pemex Exploración y Producción.)

Adicional a lo antes mencionado periódicamente se realizan análisis Fisicoquímicos a nivel pozo y líneas de producción en los cuales se incluyen los métodos ASTM D-4057, ASTM-01298, ASTM D-287, ASTM-4294, ASTM D-3230, ASTM 0-4006 y ASTM D-4007. Así mismo en el CCC Palomas cuenta con laboratorio acreditado por la Entidad Mexicana de Acreditación, donde se realizan los análisis de muestreo mencionados en la Tabla 21 .

Cabe resaltar que, derivado del análisis a la información presentada para la determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos, se puede concluir que mediante estos procedimientos presentados se da cumplimiento a los requerimientos solicitados para la determinación de volumen y calidad de los hidrocarburos conforme a los L TMMH.

PEP, deberá de reportar los datos de volumen y calidad de los hidrocarburos producidos de conformidad con lo establecido en el Artículo 10 de los LTMMH.

Solicitud Opinión- Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Con base en los Artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaria de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.409/2018 de fecha 03 de agosto de 2018, a lo cual mediante oficio 352-A-119 recibido el 07 de agosto de 2018, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por PEP, manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a dos premisas, 1) determinar el volumen y calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida y, 2) la incorporación de una metodología de bancos

de calidad .

Sin perjuicio de lo anterior, se señala que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos y por PEP cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir, es po#--;• medici~;

7

0

'

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

determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo del Área de Asignación, en términos del presente análisis técnico y su Anexo correspondiente.

i) Comercialización de Hidrocarburos

Con la información presentada por el Asignatario, se evidencia el manejo de la molécula proveniente de la Asignación Nohoch, desde los pozos, hasta las instalaciones de comercialización, donde este manejo de molécula se realizará conforme a los diagramas y procesos descritos por PEP considerando las necesidades de acondicionamiento, mezclado y en su caso, inyección, necesarias para las operaciones.

j) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

Previo a la presentación de la solicitud de modificación al Plan, se indica que el Asignatario presentó a la Comisión los Manifiestos o Programas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado para cada asignación vigente en términos del Transitorio Tercero de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos, en particular respecto de la Asignación materia del presente Dictamen. La Comisión mediante Resolución CNH.E.37.002/18 se pronunció respecto de los programas de aprovechamiento de gas natural asociado de 167 asignaciones dentro de las que se encuentra la asignación A-0237-M Campo Nohoch.

Así también, la Relación gas aceite también fue aprobada en la misma resolución, refiriendo lo siguiente:

Conforme al artículo 13 de las Disposiciones Técnicas. la Comisión revisó la máxima relación gas-aceite de los pozos en las asignaciones, la cual se encuentra detallada en los 131 Análisis Técnicos. De lo anterior se advierte que los 131 Programas de Aprovechamiento referidos en el presente considerando incluyen valores propuestos de máxima relación gas-aceite con los que logra coadyuvar a maximizar el factor de recuperación de los Hidrocarburos. En consecuencia, resulta procedente aprobar la máxima relación gasaceite de los pozos de cada asignación en los 131 Programas de Aprovechamiento, en términos del artículo 13 de las Disposiciones Técnicas.

Sobre el particular, se advierte que el Asignatario presentó en la solicitud de modificación al Plan diversa información relacionada con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, la cual fue analizada por esta Comisión y será tomada en cuenta como una actualización al Plan de Desarrollo por lo que la RGA máxima en la que producirá la Asignación es la Siguiente.

Formación

Nohoch Cretácico Nohoch Eoceno

RGA (m3/m3)

Máxima

467 123

V. Mecanismos de rev1s1on de la Eficiencia Operativa en la extracción y métricas de evaluación de la modificación al Plan

Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación del

conforme al artículo 12, fracción II de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo ./ con lo establecido en el Artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y Artículo 33, fracciones IV y VI de los fl Lineamientos: 77 7

Plan de Desarrollo, a continuación, en la Tabla 22 se muestran los indicadores clave de desempeño ~

# /Y j¼-

- - -

--- - - - - -- ----- -- - - - ~ --- --- ---- -------- -- ---- - -~ - -- - -- - -- - - - - - - - - --

Características Tiempo de reparaciones en pozo

Metas o parámetros de Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de las medición reparaciones en pozo con respecto al programado

Unidad de medida Porcentaje de desviación

Formula o descripción del TRP= (TRPreal-TRPplan/TRPplan)*100 indicador

Frecuencia de medición Al finalizar la reparación-terminación de un pozo Periodo de reporte a la Al finalizar la reparación-terminación de un pozo

Comisión Tabla 22. Indicadores de desempeño en tiempo de reparación de pozos. (Fuente: As1gnatano).

Característica Tasa de éxito de reparaciones

Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al Metas o parámetros de número total de reparaciones hechas. El éxito se

medición considera cuando existe optimización de la producción en el pozo

Unidad de medida Porcentaje

Formula o descripción del TER= (pozos reparación exitosos/ total de pozos indicador reparación) *100

Frecuencia de medición Al término de la reparación y prueba de un pozo

Periodo de reporte a la Al término de la reparación y prueba de un pozo comisión

Tabla 23. Indicadores clave de desempeño en éxito de reparaciones. (Fuente: Asignatario).

Característica Producción Gasto de operación

Porcentaje de desviación de la Porcentaje de desviación del Metas o parámetros de

producción acumulada del campo gasto de operación real con medición

o yacimiento real con respecto a la respecto al programado en un planeada en un tiempo tiempo determinado

determinado

Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Formula o descripción del OPA= (PAreal - PAplan / DGO=(GOreal - GPplan/GOplan) indicador PAplan)*100 *100

Frecuencia de medición Mensual Trimestral

J

G _$--

~

- - -

- - - - - - - ~- - ~-~ --------------------- - - - -- ~ - -

Periodo de reporte a la comisión

Mensual Trimestral

Tabla 24. Indicadores clave de desempeño en desviación de producción y desviación de gasto de operación. (Fuente: Asignatario).

Característica Desarrollo de reservas Factor de recuperación

Porcentaje de desviación del Porcentaje de la diferencia entre el Metas o parámetros de desarrollo de la reserva real con factor de recuperación real con

medición respecto al programado en un respecto al planeado a un tiempo tiempo determinado determinado


Formula o descripción del DDR= (DRreal - DRplan / DFR=(FRreal - FRplan/FRplan) indicador ORplan}*100 *100

Frecuencia de medición Trimestral Trimestral

Periodo de reporte a la Trimestral Trimestral comisión

Tabla 25. Indicadores clave de desempeño en desviación de desarrollo de reservas y desviación de factor de recuperación. (Fuente: Asignatario).

Característica Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural

Porcentaje de la diferencia Porcentaje de la diferencia entre el Metas o parámetros de entre el contenido nacional aprovechamiento de gas real

medición utilizado respecto al respecto al programado programado


Formula o descripción del DCN= (CNreal - CNplan / DAGN=(AGNreal -indicador CNplan)*100 AGNplan/AGNplan) *100

Frecuencia de medición Trimestral Mensual

Periodo de reporte a la Trimestral Mensual comisión

-

- - - - -- - -- - -

Tabla 26. Indicadores clave de desempeño en desviación de contenido nacional y desviación de aprovechamiento de gas. (Fuente: Asignatario).

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

Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7 fracción II y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario en la Asignación, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esté de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipo de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 27.

Tabla 27. Indicador de desempeño de las actividades ejercidas (Fuente: Comisión).

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 28.

Programa de Erogaciones Indicador

Programa de Act1v1dad Sub-Act1v1dad erogaciones ejercidas Erogaciones/

(MMUSD) (MMUSD) ejercidas

Evaluación Seguridad, Salud y Medio 0.13

Ambiente General 0.11

Desarrollo Ingeniería de Yacimientos 0.46

Construcción Instalaciones 7.84

Duetos 2.99

General 69.60

Intervención de pozos 25.97 Producción Operación de instalaciones de

producción 17.59

Otras Ingenierías 2.02

Seguridad, Salud y Medio 18.26

Ambiente

Abandono Desmantelamiento de 98.64

1 nstalaciones .. Tabla 28. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera

(Fuente: Comisión). ~

0

------ - " - --~-<--- - - ----

- - - - ~ - - - --- - - -

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

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 29.

Fluido 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

7,031 6,025 4,797 3,991 3,204 2,301 1,918 1,145 394

bd

Producción de gas programada mm cd

2.578 2.288 1.821 1.514 1.215 0.875 0.730 0.434 0.144

Porcenta·e de desviación

Tabla 29. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la producción reportada (Fuente: Comisión).

VI. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.

En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector de Hidrocarburos (ASEA o Agencia) mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0439/2018 recibido el día 9 de mayo del presenta año, con fundamento en lo establecido en el artículo 5 fracción XXIV de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, 4 fracción XV, 18 fracciones 111, IV y XX, 25 fracción XX del Reglamento Interior de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, informó, entre otras cosas lo siguiente:

• La Asignación A-0237-M-Campo Nohoch, se encuentra amparada en la autorización número ASEAPEM16001C/AI0417, del Sistema de Administración del REGULADO, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Activo integral de Producción Bloque AS01-01 , con número de identificación: ASEA-PE M 16001 C/ Al 0417 -05.

• A la fecha el REGULADO no ha informado a la AGENCIA las actividades que plantea realizar en el marco de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0237-M-Campo

Nohoch.

Por lo anteriormente expuesto, Comisión hace de su conocimiento que la Agencias en el oficio antes ~ mencionado señala que para efectos de encontrarse amparadas en la autorización número ASEA-PEM16001 C/AI0417, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro de la ¡ Modificación al Pian de Desarrollo para la Extracción de la Asignació~ A-0237-M Campo Nohoch, el y¡ 1

REGULADO deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente: 77 7

G p ;;r+

-- -~ -~ -- -- ~-Ne---- - -- -- ------- - -- -~- -- ---- -- -

~ -

------------·------------------------------------ - -- -

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

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

autorización.

Aunado a lo anterior, cabe señalar que el REGULADO está obligado a dar cabal cumplimiento a los TÉRMINOS y RESUELVES establecidos en el oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, y en el oficio de modificación ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, así como a los demás documentos oficiales que se hayan emitido con relación a las Asignaciones de Extracción, Asignaciones de Exploración y Extracción y al Contrato, amparados en la autorización número ASEA-PEM16001C/Al0417.

VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.

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

Porcentaje de Contenido Nacional 29.9% 30.6% 32.2% 33.2% 34.0% 35.9% 37.2% 37.6%

Tabla 20. Porcentaje de Contenido Nacional (Fuente: SE).

En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economia mediante oficio UCN.430.2018.417 recibió el 31 de octubre de 2018 en la Comisión, suscrito por el Titular de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético, señaló que con base en la información presentada, se considera probable que se cumpla con las obligaciones en materia de Contenido Nacional, en consecuencia, tiene una opinión favorable con respecto al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional que se utilizara para la modificación del Plan de Desarrollo para la Asignación A-0237-M Campo Nohoch.

VIII. Resultado del dictamen técnico

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

el Título de Asignación. A 777

1

1

- -- - - - -- - --

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

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

La toma de información propuesta a realizar en la Asignación, a través de las tomas de información e intervenciones y reparaciones de pozos programadas permitirán a través de 5 actividades de toma de información correspondiente, identificar las causas, problemática y riesgos existentes en los yacimientos, para así desarrollar un mejor conocimiento sobre los yacimientos de edades Eoceno medio y Cretácico del campo Nohoch. Aunado a lo anterior, se tiene planificado el estudio de Ingeniarla de yacimientos, en el rubro de recuperación secundaria con un enfoque en el método de inyección de agua de baja salinidad con el objetivo de recuperar parte del aceite residual en la zona invadida por el acuífero el cual tiene el potencial de coadyuvar a tener una adecuada administración en el tiempo de explotación de los campos y permitirá desarrollar un conocimiento sobre los yacimientos del Campo Nohoch, lo cual tendrá como resultado acelerar el desarrollo del potencial petrolero de la Asignación y del país.

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

De acuerdo con la estrategia de extracción y el desarrollo de las actividades físicas propuestas en la modificación al Plan de Desarrollo por el Asignatario consistentes en 9 Reparaciones menores (estimulaciones), así como 4 correcciones de anomalías, 35 limpiezas de aparejo para el mantenimiento de la producción, las cuales contribuyen a elevar el factor de recuperación de hidrocarburos, los factores de recuperación finales son de 29.56% para el yacimiento Eoceno Medio, 32.56% para el yacimiento Cretácico, llegando a un factor de recuperación de aceite para la Asignación de 32.45%.

Con lo anterior, se observa que el factor de recuperación de la Asignación se eleva de un 31.89% a un 32.45%. Estimando recuperar 11.25 millones de barriles de aceite y 4.24 miles de millones de pies cúbicos

de gas.

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

Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecución de la modificación del Plan de Desarrollo consisten en 35 limpiezas de aparejo, la realización de 9 reparaciones menores (estimulaciones) así como 4 correcciones de anomalías. Por lo que se determina que la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo promueve el desarrollo de las actividades de exploración y extracción mediante el desarrollo de nueva infraestructura y la información de los yacimientos permitirá llevar a cabo un esquema de explotación.

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

La estrategia de explotación que presenta el Asignatario para los yacimientos de la Asignación A-0237-M - Campo Nohoch se basa en un plan de administración de yacimientos sustentado en la aplicación de tecnologías y lecciones aprendidas derivadas de la experiencia operativa.

Una vez analizada la información remitida por el Asignatario, se concluye que la tecnología propuesta a utilizar por el Asignatario es adecuada para las actividades de Extracción de Hidrocarburos dentro de la Asignación, las cuales, contribuyen a maximizar el factor de recuperación.

El factor de recuperación de la Asignación pasará de 31 .89% en enero de 2018 a 32.45% al final de las actividades contempladas en la presente modificación al Plan de Desarrollo.

Asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la propuesta de Plan de Desarrollo se ef determina que el proyecto se ejecutara en condiciones económicamente v. bles. 7 77

.#1

G

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

-- - - - - --

___ ---- - ---------------------------------------- -- - --

e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

El 20 de junio de 2018, previo a la presentación de la Solicitud, la Comisión aprobó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación mediante Resolución CNH.E.37.002/18, con una meta de 98%. Asimismo, se le requirió a PEP la actualización del calendario de actividades de dicho programa.

Derivado de lo anterior, en atención al contenido de la Solicitud y la actualización presentada por PEP mediante oficio PEP-DG-SCOC-458-2018 recibida en esta Comisión el 13 de agosto de 2018, se advierte que la información presentada no modifica la meta de aprovechamiento de Gas Natural, manteniendo las acciones e inversiones que originalmente fueron aprobadas en la Resolución de referencia.

Por lo anterior, de conformidad con los principios de economía y celeridad que rigen la actuación administrativa, se tiene por actualizado el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, el cual forma parte integrante de la presente Resolución.

Sobre el particular, se advierte que el Asignatario presentó en la solicitud de modificación al Plan diversa información relacionada con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, la cual fue analizada por esta Comisión y será tomada en cuenta como una actualización al Plan de Desarrollo por lo que la RGA máxima en la que producirá la Asignación es la Siguiente.

Fonnación

Nohoch Cretácico Nohoch Eoceno

RGA (m3/m3)

Máxima 467 123

f) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

i.

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presenta por PEP respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch en la solicitud de modificación a su Plan de Desarrollo, presentados mediante la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo, dicha evalaución se realizo conforme lo establecido en el Artículo 43, fracciones 1, 11 , 111, IV de los Lineamientos Tecnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.

Al respecto, de la información presentada por PEP y del resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición, se consideran técnicamente y cumplen con los requerimientos solicitados en los artículos 42, 43, 44 y 46 de Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, la implementación de los Mecanismos de Medición se consideran técnicamente viables a las actividades propuestas conforme lo establecido en el presente Anexo 1, de acuerdo a las siguintes consideraciones:

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

Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos 8, 9, 19, fracciones 1, 11, 111, IV, V 21 , 22, 23, 24, 25, fracción 1, 11, 111 , IV, VI , 26, 27, 28, fracciones 1, 11, 29, 30, 34, 35, 1/

-- - - -

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

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

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

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.409/2018 de fechas 03 de agosto de 2018, a lo cual mediante oficio 352-A-119 con fecha del 06de agosto de 2018 se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los puntos de medición propuestos por el PEP, " ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Asignatario permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área referida de conformidad con los Uneamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos expedidos por esa Comisión, y dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diversas, prevean la incorporación de una metodologfa de bancos de calidad, que permitan imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de asignación o áreas contractuales de las que provengan", por lo que se advierte que sólo en tanto se cumplan las premisas antes mencionadas, esta Secretaría estará de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos. Resaltando que la determinación del volumen y calidad de los hidrocarburos, se pueden determinar de conformidad con lo establecido en los L TMMH, y que la metodología por el banco de calidad deberá ser implementada.

V.

vi.

vii.

viii.

ix.

X.

xi.

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos por PEP, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los L TMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos, es decir, es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo del Area de Asignación.

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

La propuesta de los Mecanismos de Medición es viable y adecuada en su implementación para la Asignación;

Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en el apartado IV de la presente evaluación.

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

Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se aprueban los Diagnósticos presentados por P~P, en términos del análisis realizado en el apartado XI del Anexo I del presente Dictamen Técnico.

Respecto a la propuesta y justificación para la utilización de medidores multifásicos como medición operacional en los pozos, se establece que dicha propusta es viable conforme lo establecido el JI

xii. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se aprueban los Diagnósticos que serán presentados por PEP, conforme al análisis establecido en el apartado XI del documento referente a Medición que acompaña al Anexo Único de la presente Resolución, y

xiii. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismo, PEP deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Anexo 1, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología de Balance referida en el Séptimo Transitorio y aprobada en la resolución CNH.E.03.002/16, así como no se podrá considerar los Puntos de Medición del Anexo 3 de dichos LTMMH, para la medición de cada uno de los Hidrocarburos producidos.

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la Comisión, resolver en sentido favorable la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch una vigencia hasta el año 2034, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos. Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan se alinea con los principios establecidos en el Artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y el Articulo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

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

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

IX. Recomendaciones

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

Evaluar escenarios que consideren la aplicación de procesos de recuperación secundaria y terciaria, así como la evaluación integral de campos vecinos que comparten características similares del sistema rocafluido, mecanismos de producción de los yacimientos, y el uso infraestructura, con la finalidad de optimizar los procesos de producción y administración de yacimientos.

Finalmente, se estima conveniente reiterar que el análisis que deriva en la opinión técnica expuesta en el presente Dictamen se realizó con base en la información que obra en el expediente SS.7.DGDE.0090/2018 entregada por el Asignatario a la Comisión, durante el proceso de evaluación de la solicitud de modificación# al Plan de Desarrollo de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch. 777

ELABORÓ

/4 ,,_¿; /Í ~

ING. ALAN l~k BARKLEY VELASQUEZ

ÓÍrector de Área

Dirección General de Dictámenes de Extracción

ELABORÓ

MTRA. BERTHA LEONOR FRIAS GARCIA

Directora General Adjunta

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

MTRA. MARÍA ADAMEL A BURGUEÑO MERCADO

Directora General

Dirección General de Estadística y Evaluación Económica

General Adjunto

Dirección Gener I de Dictámenes de Extracción

ING. HECTOR EDUARDO JOFRE UGALDE

Director de Área Dirección General de Comercia lización

De Producción

ELABORÓ

Director de Área

Dirección General de Medición

REVISÓ

MTf ~ LU MORENO

Directora General

Dirección General de Medición

Director General Adjunto

Dirección General de Comercialización de Producción

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

Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 19, 29, 31 , 31 BIS y 35 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del órgano de Gobierno de la propia Comisión, y JI aprobación, o no aprobación, de la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos;:,' de la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch. 777

G

Documents

Asignación A-0237-M-Campo Nohoch Dictamen Técnico de la ... · estado de Campeche 80 km al NE de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 50 m. El ... Coordenadas geográficas