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Asignación AE-0024-2M-OKOM-07 (Campo Cheek)
Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción
Pemex Exploración y Producción Abril 2079
Comisión Nacional rln u:rf.,.."r"' .. h, •"""'"'
Contenido
CONTENIDO ...................................................................................................................................................... 2
l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARIO ..................................................................................... 3
11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA
INFORMACIÓN .................................................................................................................................... 6
111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ................................................................................. 7
IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN .................................................. 8
AJ CARACTERÍSTICAS GENERALES ............................................ � .................................................................................... 8
B) PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ......................................................................................................... 8
C) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SOLICITUD DEL PLAN DE DESARROLL0 ....................................................................... 10
D) ANÁLISIS ECONÓMIC0 ................................................................................................................................................ 15
l. PROGRAMA DE INVERSIONES ..................................................................................................................... 15
11. EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................................................. ........................................ 18
E) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCtÓN DE HIDROCARBUROS ............................................................ 19
F) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .............................................................................................................. 32
G) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ............................................................................................ 32
V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN Y
MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN ......................................... 35
VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS .......................................................................... 37
VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL .......................................... 39
VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ..................................................................................... 40
A) ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS ....................... 40
B) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXIMO DE PETRÓLEO CAUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ....................... 40
C) LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS. COMO GARANTES OE LA SEGURIDADENERGÉTICA DE LA NACIÓN ................................................................................................................................... .41
D) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DEHIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS ......................................................................................................... 41
E) LA TECNOLOGÍA Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES .................................................................. 41
F) EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATU�AL ............................................................................ 41
G) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................... ..41
IX. OPINIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL ANEXO 2 DEL TÍTULO DE LA ASIGNACIÓN A-0001-
M-CAMPO ABKATÚN ....................................................................................................... : .............. 43
2
..... I. __ D_atos generales del Asi natario
El Asignatario promovente del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0024-2M-Okom-07 (en adelante, Asignación); correspondiente al campo Cheek, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exploración y Producción (en adelante, PEP o Asignatario), por medio de la Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Administración del Portafolio Exploración y Producción, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación (en adelante DOF) el S de enero de 2017.
El campo Cheek (en adelante, Campo) fue descubierto con la perforación del pozo Cheek-1, el cual inició su perforación el 09 de julio del 2014 y finalizó la etapa de terminación el 04 de abril del 2015, resultando productor de aceite de 34.31 ºAPI en la Formación Brecha Cretácico Superior (BKS).
Posterior al descubrimiento, el Asignatario realizó actividades de caracterización inicial y evaluación que le permitieron determinar el potencial del yacimiento, información que se encuentra documentada en el Informe de Evaluación del Campo Cheek, presentado a la Comisión mediante el escrito PEP-DG-SAPEP-GCR-1745-2018, el 18 de septiembre de 2018.
En la Tabla 1, se muestran Jos datos generales de la Asignación.
Aguas territoriales del Golfo de México
945.513 km2
27 de agosto de 2014
22 años a partir del 27 de agosto de 2017
Exploración y Extracción de Hidrocarburos
Sin Restricción
Sin Restricción
CampoCheek
Campo Chuc y Campo Abkatún
Campo propuesto para desarrollo.
Tablo 1. Datos generales de lo Asignación. (Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP)
El Campo se localiza a una distancia de 68 km al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, dentro de la Asignación, en la Fig. l se muestra la ubicación de la Asignación y del Campo.
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Fig. 1. Ubicación del Área Contractual. (Fuente: Comisión)
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�11 800000
En la Tabla 2 se presentan las coordenadas de los vértices de la Asignación y en la Tabla 3 los vértices del área que se excluye de la Asignación.
92° 00'00"
92° 00'00"
92º 20' 00"
92° 20' 00"
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19° 15' 00"
19° 00' 00"
19° 00'00"
19° 15' 00"
Tabla 2. Coordenadas de los vértices de fa Asignación. (Fuente: Comisión con lo información entregada por PE:P}
Quedan excluidas de la superficie limitada por el sector cuyas coordenadas geográficas se enlistan a continuación:
92° 04' 00"
92° 04' 00"
92° 06' 30"
19° 08'00"
19° 05' 30"
19° OS' 30"
Tabla .3. Coordenadas de los vértices excluidos de la Asignación. (Fuente: Comisión con la información entregada por PéP}
777
Adicionalmente en la Tabla 4, se muestran las coordenadas del Área de Extracción, el cual se encuentra dentro de la Asignación.
Vertice
2
3
4
s
6
22
Longitud
92°75'30.00"W
92°14'59.99"W
92°74".>0.00"W
92°14'0.00"W
92°13'59.99"W
92°13'30.00"W
92º12'59.99"W
92º12'59.99"W
92°13'0.00"W
92º12'29.99"W
92°12'30.00"W
92°12'00.00"W
92°11 '30.00"W
92°11 '29.99"W
92°17'30.00"W
92°12'0.00"W
92°12'0.00"W
92°12'30.00"W
92°12'30.00"W
92°13'00.00"W
92°13'0.00"W
92°13'30.00"W
92°14'0.00"W
92°14'30.00"W
92º14'59.99"W
92°15'30.00"W
92°16'0.00"W
92°16'0.00"W
92°16'0.00"W
92°16'0.00''W
92°16'0.00"W
92°15'30.00"W
LatilLld
19º08'29.99"N
19º08'29.99"N
19º08'30.00"N
19°08'30.00"N
19°08'0.00"N
19°07'59.99" N
19°08'0.00"N
l9°08'0.37"N
19°08'30.00"N
19°08'30.00"N
19º08'59.99"N
19°09'0.00"N
l9°08'59.99"N
19°08'30.00"N
19°08'0.00"N
19°08'0.00"N
19°07'30.00"N
19°07'30.00"N
19º06'59.99"N
19°07'0.00" N
19°06'30.00"N
19°06'30.00" N
19°06'30.00"N
19°06'30.00"N
19°06'29.99" N
19°06'30.00"N
19°06'30.00"N
19°07'00.00" N
19°07'30.00"N
19º08'0.00"N
19°08'30.00"N
19º08'29.99"N
Tabla 4. Coordenadas de los vértices del Campo. (Fuente: Comisión con la información entregada por PEP}
Cabe hacer mención que las Actividades Petroleras materia del presente dictamen deberán estar acotadas a dicha área conforme al Término y Condición Quinto, inciso e) del Título de Asignación; PEP podrá continuar realizando actividades de Exploración conforme al Plan de Exploración aprobado por esta Comisión en el resto de la Asignación hasta la terminación del periodo adicional de Exploración.
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5
1
11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluaciónde la información
El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del Dictamen Técnico
del Plan de Desarrollo realizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante,
Comisión), involucró la participación de cinco Direccictnes Generales: la Dirección General de
Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada, la
Dirección General de Medición, la Dirección General de Comercialización de Producción y la
Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Además, la Agencia Nacional de
Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante,
ASEA), quien 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.
En la Fig. 2 se muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y
resolución respecto del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior
se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/003/2019
Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo de la Asignación AE-0024-2M-Okom-07 (Campo
Cheek) de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de la Comisión.
PEP-DG-SAPEPCCR-418-2019
250.072/2019
t .----�----
PEP� CNH
Presentación del Plan de
Desarrollo
CNH•PEP
PEP-DG-SAPEPGCR-672-2019
PEP•CNH
Respuesta a la prevención
- - .1.•{ ., • - ,
20/02/2019
1 27/02/2019
ASEA,.CNH Sistema de Admin1stración de
Riesgos SHCP .. CNH
Sistema deAdmmistración de
Riesgos
. .
13/03/2019
1
250.093/2019
CNH•PEP
Declaratoria de
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15/03/2019
2 comparecencias 01/03/19 22/03/19
4 alcances de información 07/03/19 13/03/19 25/03/19 26/03/19
CNH
Pntsentaci6n •• órgano de Gobierno
04/04/2019
Fig. 2. Cronología del proceso de eva!uación, dictamen y resolución.
(Fuente: Comisión)
111. Criterios de evaluación utilizados____________________ ____,
De conformidad con el Título de Asignación el plazo para la presentación del Plan de Desarrollo
para la Extracción será del año contado a partir de la declaración de cualquier Descubrimiento
Comercial, derivado de lo anterior, se verificó que el Plan de Desarrollo presentado por PEP
fuera congruente y diera cumplimiento al artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos,
con base en la observancia de las Mejores 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.
Aunado a lo anterior, la Comisión consideró las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y los principios, criterios y elementos contenidos en los artículos 7 y 8 de los "LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos en el Plan de Desarrollo, (en adelante, Plan).
Asimismo, se realizó el análisis de la información considerando los requisitos establecidos en
los artículos 7,8, fracción 11, 11,12, fracción 11, 19, 20, y el Anexo II de los Lineamientos.
IV. Análisis :-:J. Evaluación de los elementos del Plan
a) Características Generales
Las principales características generales, geológicas, petrofísicas, propiedades de los
fluidos del yacimiento BKS del Campo se muestran en la Tabla 5.
CaractE" st,cas Gene·a es Cneek-Cretac.co (BKS) Área (km2) 24.25
Profundidad promedio (m) 4,014
Porosidad(%) y tipo 7, efectiva promedio
Densidad aceite (ºAPI) @ c.s. 34.31
Viscosidad (cP) @ e.y./ c.s. 0.34/9.83
Bo (m3/m3) inicial y actual l.58
Presión de saturación (kg/cm2) 210.27
Presión inicial (kg/cm2) 230.50
Presión actual (kg/cm2) 230.50
Gastos máximos (Bd) 2,147.8 (aforo)
Tabla 5. Características generales del Campo
(Fuente: Comisión con información presentada por PEP)
Los volúmenes originales de aceite y gas estimados por PEP y presentados en el Plan del Campo se muestran en la Tabla 6.
Volun,e,1 origir'éll '.··.�: --, 1 I•-"" �- '. : ; ____ G_a_s_n_a_:_L;-r ci-1- -
Aceite (i\\;,,1b) (M MM pc)
1 P 24.17 19.71
Tabla 6. Volúmenes originales de aceite y gas. (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)
58.46
86.72
b) Plan de Desarrollo para la Extracción
PEP evaluó diferentes alternativas de desarrollo para la extracción de hidrocarburos del
Campo. Dentro de las alternativas analizadas se consideró producir el yacimiento con
pozos en terminación sencilla con y sin bombeo neumático, control por gasto crítico y
plateau de producción.
Alternativa l
La alternativa de desarrollo contempla la recuperación del pozo exploratorio Cheek-1 más
la perforación y terminación de 2 pozos de desarrollo con control de la producción a gasto
crítico, una plataforma de perforación tipo estructura ligera marina (ELM) acondicionada
para operar con equipo de perforación tipo autoelevable, construcción e instalación de
un oleogasoducto de 16" 0 x l0.3 km de Cheek-A a Kuil-8.
Alternativa 2
La alternativa de desarrollo contempla la recuperación del pozo exploratorio Cheek-1 más
la perforación y terminación de 2 pozos de desarrollo con control de la producción a gasto
crítico, una plataforma de perforación tipo estructura ligera marina (ELM) acondicionada
para operar con equipo de perforación tipo autoelevable, construcción e instalación de
un oleogasoducto de 16" 0 x 10.3 km de Cheek-A a Kuil-B y un gasoducto de bombeo
neumático (BN) de 8" 0 x 7.1 km de Chuc-B a Cheek-A.
Alternativa 3
La alternativa de desarrollo contempla la recuperación del pozo exploratorio Cheek-1 más
la perforación y terminación de dos pozos de desarrollo con plateau de producción de
14.6 Mbd, una plataforma de perforación tipo estructura ligera marina (ELM)
acondicionada para operar con equipo de perforación tipo autoelevable, construcción e
instalación de un oleogasoducto de 16" 0 x 10.3 km de Cheek-A a Kuil-B y un gasoducto
de BN de 8" 0 x 7.l km de Chuc-B a Cheek-A.
En la Tabla 7 se comparan las 3 Alternativas presentadas por PEP. Mientras que en la Fig.
3 se observa lo propio para los pronósticos de producción correspondientes a éstas.
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Duetos·
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Producción ---�1111 4.26 Aceite (M,v\\J) -
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234.89
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1 Altern,1tiv;i 3
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Tablo 7. Alternativos analizadas por PEP. (Fuente: Comisión con la información presentado por PEP)
Los pronósticos de producción cuantificados del yacimiento BKS indican que se iniciará
producción en año 2019 y alcanzará su límite económico antes de la vigencia de la
Asignación; las reservas 2P a recuperar son de 18.68 MMb de aceite, 14.89 MMMpc y 21.21
MMbpce de gas. en la Fig. 3 se comparan tos pronósticos de producción de las 3
Alternativas.
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-Alternativa 1 -Alternativa 2 -Alternativa 3
Fig.3. Pronóstico de producción de los alternativas analizados por PEP
(Fuente: Comisión con la información presentado por PEPJ
e) Análisis técnico de la solicitud del Plan de Desarrollo
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El primer aspecto que se analiza es el comportamiento de presión-producción del
yacimiento BKS, el cual se muestra en la Fig. 4.
El Asignatario contempla iniciar con la producción del Campo en noviembre de 2019, y
espera tener un pico de producción de 18.65 miles de barriles diarios, y 15.29 millones de
pies cúbicos por día.
El comportamiento de producción del campo se puede dividir en dos etapas, la primera
considera pozos fluyendo con tubería de 4½" 0 asistidos con BN desde el inicio de la
explotación y hasta marzo del 2023, fecha en la que se abaten por baja presión de fondo
y el rendimiento en la tubería de producción. La segunda fase contempla el cambio de
tubería de producción a 3½" 0 asistido con BN, la cual permite continuar fluyendo el pozo
a bajos gastos de producción desde marzo del 2023 hasta su abandono al límite económico.
El yacimiento cuenta con una presión inicial de 230 kg/cm2, estimando la presión de
burbuja en 210 kg/cm2, misma que se prevé alcanzar en el año 2021, año en el que se
también se prevé decline la producción de aceite y se incremente la producción de agua. Lo anterior, hasta el cierre del campo en el año 2029 con una presión de abandono de 190 kg/cm2
, en cuanto a la relación gas-aceite (en adelante, RGA), se estima alcance un máximo valor de 145 m3/m3 y se reduzca a partir de que el yacimiento alcance la presión .de burbuja.
25 300
2001l..
100
o
2019 2020 2021
o
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
- Producción de aceite promedio/pozos [Mbpd] -Qw(Mbpd)-Producción de Aceite [Mbpd] -Producción de Gas [MMpcd]-Número de pozos • Presión yac [Kg/cm2]-RGA [m3/m3)
Fig. 4: Comportamiento de presión del Campo. (Fuente: PEP)
Toda vez que existe carencia de historia de presión y producción del yacimiento, para poder determinar con mayor exactitud las características del mecanismo de empuje al que éste está sometido, se procedió al análisis de la caída de presión por unidad y volumen recuperado, expresado en términos de factor de recuperación como se muestra en la Fig. S.
El aporte de energía al yacimiento estará gobernado por dos mecanismos principales; el primero correspondiente a la expansión del sistema roca fluidos, que aportará un factor de recuperación aproximado del 5% y el segundo que responde a la presencia de un acuífero activo con un factor de recuperación final de 26.07%.
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Acuífero Factor de Recuperación, Fr, %
_._ Expansión Roca Fluido ___.__ Gas en Solución -O- Cheek-BKS --- Expansión del Casquete de Gas ----- Drene Gravitac,onal
Fig. S. Mecanismos de empuje del Campo, (Fuente: PEP)
Derivado del comportamiento de presión-producción, así como de los mecanismos de
producción identificados, el Asignatario presenta los pronósticos de producción de aceite
y de gas que se muestran en las Figs. 6 y 7, en los cuales se observa un incremento
acelerado de la producción, asociado a la recuperación del pozo exploratorio Cheek-1 y la
perforación de los pozos Cheek-22 y Cheek-45. En el caso del aceite se tiene producción
máxima de 18.65 Mbd y 15.29 MMpcd, teniendo una declinación considerable entre 2021
y 2023 y continuando con la explotación del campo con una producción entre 3 y 1.4 Mbd
en el periodo 2023-2028.
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Fig. 6. Producción de aceite del Campo.
(Fuente: PEP)
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Fig. 7. Producción de gas del Campo.
(Fuente: PEP)
La capacidad de manejo de la producción del Campo por medio del dueto de 16" 0 es de
50 Mbd de líquido, por lo que se considera suficiente para transportar el aceite, gas y agua
pronosticados. La capacidad de manejo se muestra en �a Fig.8.
60 r--
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-Aceite
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-Líquidos -Capacidad de dueto --Agua -Fw%
t=ig. B. Capacidad de manejo de los fluidos del Campo Cheek.
(Fuente: PEPJ
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Gas
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Con base en la información de campos nacionales, se realizó un comparativo de campos análogos de Cheek y se presenta en la Fig. 9, el factor de recuperación final estimado de los análogos cabe señalar que dichos campos comparten acuífero con el campo Cheek.
60.0 53.7
SO.O
40.0
cr'30.0
20.0
10.0
O.O
lxtoc Abkatún Batab Cheek Chuc Poi Taratunich
Fig. 9 Comparativo de factor de recuperación de campos análogos de Cheek
La estrategia de producción del Campo se hará utilizando terminación con cola
extendida, la cual consiste en consiste en colgar una sección de tubería de producción dentro del agujero descubierto, donde se tiene una ventana de aceite que aporta la producción de crudo a través de una sección ranurada hacia el interior del aparejo. Esta configuración crea un efecto de flujo continuo de aceite en todas las direcciones de la
tubería ranurada, previniendo la formación de conos al distribuir las caídas de presión a
lo largo de la sección como se muestra en la Fig.10.
¡ NellGl'llSS (ml ílH5W O 7000
O llOOO O 5000 0.4000 03000 0.2000
' ::
8 ;:
-
1200 11100 2000 2400 2100 3200
800 1200 11100 2000 2800 3200 31100
Fig. 10 Esquema de lo estrategia de terminación del pozo tipo Cheek (Fuente:PEP)
El gasto de producción variará en función de la presión del yacimiento. Para las
condiciones de presión del yacimiento por encima de la presión de burbuja el gasto inicial
debe permanecer por debajo del gasto crítico calculado para evitar la conificación def
�
agua (19.9 Mbd); mientras que, para condiciones posteriores a la formación del casquete de gas, el gasto deberá permanecer por debajo del gasto critico calculado para el cono de gas (4.5 Mbd).
d) Análisis Económico
El artículo 11 de los Lineamientos, señala que los Planes deben contar con un análisis técnico económico que sustente el cumplimiento de los objetivos establecidos en las Asignaciones, entre otros, la maximización del valor de los hidrocarburos a lo largo de la vida de los yacimientos y campos en condiciones económicamente viables, y la selección de las mejores prácticas de la industria.
Aunado a lo anterior, los artículos 9 y 20 de los mismos Lineamientos establecen que el contenido de los Planes de Desarrollo para la Extracción se detalla en el Anexo 11 de los mismos.
Con base en lo establecido en los numerales 1.6.3, 1.6.7, 111.2.7 y V de la sección 2. Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Guía para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, Anexo 11 de los Lineamientos, la aprobación del Plan de Desarrollo implica el análisis económico del Programa de Inversiones y de la Evaluación Económica del Plan de Desarrollo presentado por el Asignatario.
Es así como, en cumplimiento al mandato legal establecido, a continuación, se presentan los resultados del Análisis económico. Al respecto, se destaca la viabilidad económica del proyecto presentado en el Plan de Desarrollo, a través de la información referente al Programa de Inversiones e indicadores económicos.
i. Programa de Inversiones
El Programa de Inversiones es consistente con la información correspondiente al Plan de Desarrollo; y fue presentado de conformidad con lo establecido en el catálogo de costos de los Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procuro de bienes y seNicios en los contratos y asignaciones; la
verificación contable y financiero 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, en adelante Lineamientos de Hacienda.
El Plan de Desarrollo estima un monto global de 339.01 millones de dólares: 314.4 millones de dólares asociados al Programa de Inversiones, de los cuales, 263.66 millones corresponden a Inversiones (83.86%) 50.74 millones a gasto operativo (16.14%); y 24.61 millones de dólares correspondientes a otros egresos1.
1 Monto que Pemex especifica se refiere a erogaciones por concepto de mantenimiento y abandono de infraestructura por la c I se transporta la producción del campo Cheek hacia la Termínal Marítima Dos Bocas {TMDB).
�
P.:11'111···· lllillill_.,,,. ,.
Programa de Inversiones,
92.74%
r Otros egresos, 7.26�
Fig 71. Distribución de gastos totales del proyecto Programa de Inversiones y Otros egresos 339.01 millones de dólares
Las siguientes figuras muestran el monto del Programa de Inversiones, desglosado por Actividad Petrolera; y a su vez, cada una de ellas por Sub-actividad.
Desarrollo,
69.9696
,,.,-Abandono, 9.39%
Fig. 12. Distribución de Programa de Inversiones por Actividad Petrolera 314.40 millones de dólares·
PJ:l!IIIWI··••· lmilll' .
Construcción Instalaciones,
46.99%
Intervención de Pozos, 6.07%
Fig, 13. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Desarrollo 219.97 millones de dólares
Intervención de Pozos, 42.53'16
Operación de
/ lnstalacion
. es,
/ 12.66%
Duetos, 8.13%
Fig. 14. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Producción 64.92 millones de dólares
I P.:l!llm,,,, , l:lliilll,,,, ..
Desarrollo
Producción
Desmantelamiento de Instalaciones, 100%
Fig. 15. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolera Abandono 29.51 millones de dólares
General• $ 2.49 $12.84 $ 9.04 $ S.ll'J $ 172 $1.31 $1.18 $108 $0.99Construcción Instalaciones $103.35 $ $ $ $ s. $ $ $. Perforación de Pozos $ 50.24 $16.36 $ $ s $. $ s . $ Intervención de Pozos $ 13.36 $ s $ $ s. s
Generalb
s 4.86 $ 6.35 $ 4.34 $ 1.94 $ 1.12 $1.� $101 $0.97 $0.93 uctos $ 0.09 $ 0.54 o. s 0.89 $0.54 $0.54 $0.54 $0.54
Intervención de Pozos $ $ $ $ 8.01 $1.79 $3.58 $1.79 Operación de Instalaciones s 0.22 $ 0.89 $ 0.89 $ 0.90 $ $0.89
mant la iento d s $ TotalP $16.47 s 11.rn
Otros egresos $ 3.24 s 1.21 $0.98 $0.90 $0.83 $0.76 Total gastos Plan de Desarrollo $175.24 $45.99 $2113 $19.71 $ 18.28 $4.78 $6.31 $7.88 $5.89
$0.91 $ $ $ $ $
s s $
$0.89 $ 0.34 $ $ s. s $ $0.90 $ $
$ $29.51 $
$29.85 $
$0.71 $ $
$3.96 $29.85 $
Las sumas pueden no co1nc1d r poi' l'edondeo a. Considera un monto por 2.55 MMUSD de inversión y 34.11 MMUSD de gasto operativo.
b. Considera un monto por 719 MMUSD de inversión y 16.63 MMUSD de gasto operativo.
c Monto que Pemex sena la como erogaciones por concepto de mantenimiento y abandono de infraestructura por la cual se transporta la
producción del campo hacia a Terminal Marítima Dos Bocas [TMDBJ
H.
Tabla 8. Desglose anuo/ de Programa de Inversiones por Actividad Petrolera y de Otros egresos (millones de dólares)
Evaluación Económica
• -
"'-,1(<11.1,1, - '""'"' t l<lu" 1•t.url'K
36.66
103.35
66.60
13.36
23.82
27.61
8.22
29.51
314.40
24.61
339.01
En este apartado, se presentan tos indicadores económicos obtenidos del análisís de la Comisión, a partir de los perfiles de costos, producción y tipo de cambio propuestos por el Asignatario.
La evaluación económica se efectuó considerando las siguientes premisas:
P•••:" ... , _. \11 ()' 1, .. d ,d. -
Producción de aceite 18.68 mmb Producción de gas• 13.65 mmmpc Precio del aceite (Promedio) 63.67 USD/b Precio del qasb 5.72 USD/mmBTU Inversiones 263.66 mmUSD Gasto operativo< 50.74 mmUSD Otros egresosd
24.61 mmUSD Tasa de descuento 10 %
Tipo de cambio 20.5 MXN/USD
a. Cas producido menos gas no aprovechado y gas de autoconsumo. b. Índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Com sión Regulado,a de Energía para la Región VI {donde se ubica e
Campo Cheek) en enero de 2019 en dólares por m Ión de BTU. c. Considera un monto por 7 93 m1llones de dólares asociados al concepto ·Reserva laboral" el cual, fue considerado como gasto operativo
no deducible en el eJercicio de evalua,;1ón económ1ea. d Monto que Pemex señala como erogadones por concepto de mantenimiento y abandono de infraestructura por la cual se transporta la
producción del campo hacia la Terminal Marit,_ma Dos Bocas (TMDBJ. En tal virtud, éste se consideró como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica.
Tabla 9. Premisas considerados al realizar lo evaluación económica
Los resultados del ejercicio de evaluación económica que se obtienen considerando las variables descritas, se muestran a continuación:
--------------
Antes de Impuestos �"JPspues de Impuestos· I." � h 1
VPN 768.31 64.53 mmUSD VPI 228.55 228.55 mmUSD VPNNPI 3.36 0.28 Adimensional TIR 287 32 %
Tablo 10. Indicadores de Evaluación Económica
A partir del análisis descrito, se concluye que el proyecto propuesto resulta rentable y económicamente viable, antes de impuestos, así como considerando lo establecido en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos en cuanto al régimen fiscal aplicable.
e) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
Derivado de la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo de la Asignación y de conformidad con lo establecido en los artículos 19 1 23, 28 42, 43 y 44, de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante, LTMMH}, la Comisión llevó a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Asignatario, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se identifica la siguiente propuesta evaluada:
Una porción de la Asignación pasará de Exploración a Extracción encontrándose ubicada costa afuera y no contando con infraestructura propia para el manejo de los hidrocarburos, por lo que PEP contempla la instalación de una estructura ligera marina denominada Cheek-A la cual contará con equipo autoelevable para perforación de hasta 9 pozos, así como la instalación de un oleogasoducto de 16" x 10.3 km para conectar la Asignación con infraestructura que ya existe en otras asignaciones para ser transportada
hacia las instalaciones de proceso y acondicionamiento (CP-Abkatún, Abkatún-A2 y CPPol-A) para su posterior envío hacia los Puntos de Medición.
Para lo anterior y de acuerdo a la filosofía de operación manifestada, se contará con un sistema de recolección el cual iniciará con el cabezal de producción y se enviará la producción a través del oleogasoducto de 16"x 10.3 km hacia la plataforma Kuil-B y posteriormente al Centro de Proceso Abkatún-A2, donde se unirá con otras corrientes provenientes de otras asignaciones lxtal, Manik, Onel, Esah, Kuil, Cheek, Abkatún, Caan, Kanaab, Etkal, Che y Taratunich, Poi-A (Poi y Batab), Litoral (Och-Uech-Kax) con la finalidad de acondicionar, derivado de la entrada de esta plataforma (Abkatún-A2). se tendrá la flexibilidad de medir en el PA-3110 A, la cual operará simultáneamente con la batería de separación de A6katún-A temporal SM-1400 por un periodo de seis meses. Una vez que los hidrocarburos son separados, éstos son enviados por líneas separadas al Centro de Proceso Abkatún-A2, ingresando al separador de primera etapa FA-3101, el aceite es separado, bombeado y medido para su envío a la Terminal Marítima Dos Bocas vía Poi-A-Linea 3 para su estabilización, medición y bombeo. Existe la flexibilidad de incorporar el crudo proveniente de los campos lxtal, Onel, Manik, Esah (futuro), Cheek (futuro) y Kuil, hacia el separador de segunda etapa, Tren B {FA-3102), la corriente de aceite ingresa al sistema de deshidratación y desalado (FA3l51B y FA3152B) para finalmente enviarse a la plataforma Akal-J, también existe la posibilidad de enviar el crudo sin deshidratar, utilizando las bombas de transferencia y sistemas de medición para su envió a Terminal Marítima Dos Bocas. En cuanto al gas y una vez separado en Abkatún-A2, se enviará al Centro de Proceso Abkatun-A (Abk-A) donde se incorporará al rectificador de gas de primera etapa y de éste se enviará a los módulos de compresión ubicados en la plataforma de compresión dentro del CP Abkatún, una vez medido, el gas se enviará al CPG Atasta vía Poi-A por los gasoductos (L-76) 36" x 11.3 km y (L-77) de 36" x 70.l. Lo anterior, permite concluir, que todas las instalaciones mencionadas, así como los instrumentos de medida, procedimientos y personal involucrado en la medición conforman la propuesta de los Mecanismos de Medición .
.. _
---�._. ------------
c..tNIC•-•�-••
.. c ...........
Fig. 16. Diagramo esquemático del manejo de los hidrocarburos del Campo. (Fuente PEP.)
Por lo que en complemento de lo anterior PEP realiza la siguiente propuesta para los -,::, 77Puntos de Medición para el Petróleo, Gas y Condensado de 1a Asignación,
,r J- -¡:(f2---- '"""""""
"•l(""l ,j,
� l•r1 •• ,Ut'lu'O\
�
Medición de Petróleo
Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Petróleo PEP manifiesta que, una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente, éste será enviado a los Puntos de Medición de la Terminal Marítima de Dos Bocas para su exportación o bien al Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas.y serán asignados mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.
Medición Gas Natural
Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Gas PEP ma,nifiesta que una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de los Centro de Distribución de Gas Marino Ciudad Pemex, y CPG Nuevo Pemex donde se medirá de manera directa ysu calidad determinada a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los LTMMH, y son asignados mediante la metodología de prorrateo en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.
Medición de Condensado
Para la medición de condensados PEP propone que éstos serán determinados de dos maneras, una teórica sustentada a través del estándar API MPMS 14.5 y GPA 2145 para lo cual utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado en fas zonas marinas antes de su envío para proceso a las instalaciones de tierra, donde serán recuperados los Condensados líquidos para su envío a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Gas Cactus y Nuevo Pemex.
CP Abk-D CP Poi-A Terminal Marítima
Dos Bocas CCC
Palomas r------------------------
J----- •----------------------------4
: PP-Cheek-A-PP-Kull-8 - CP Abk-A !!!t !!!t
SM • 400 SM . 800 l!!t- ¡
' ---- 1---""1 ---
1 1
1 1 SM -1400 PA-3110A SM -900A
'----------- i-- ----------- -- - ------------ ,' �- ----- - - - _,
Otras corrientes
I
I
I
\
\
\
\
I , SM • 100 \ SM-200 , I \ ------------------
• Medición OperacionalMedición de Transferencia
Medición de Referencia Medición Fiscal
Fig. 17. Diagrama General del manejo de Aceite del Campo. (Fuente: PEP)
- ··-· · ..,,,., .. 1 1 l ••'1 • 1•r-. �
CP Ahlt•D CPPof.A R .. 1(10.A
FH2008 o R◄200C CPG
o R_.IOOD Cllftd,.,....,,
ll-<llC/010 r·-··-·· .............. .,. ..................... __ .__ ..... u..... • ... --.... ................. ____ '4.n+, ...................... ,
jP,-O!Hlt.,t, "• IC.UD-8 C,AbW, 1 • � � '•••, .. l .._.,. • • ..
•• •••¡ � ��" '' t FHZOOII l/0 1,,•••-••-••- .. ••••••••~•s-:=-•••-••m•••••-••-•-•••-•••.,N••,,, 1 CPG
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• Medición Operacional Medidón de Referencia
• Medición de Transferencia • Ml!dldón Fiscal
Fig. 78. Diagrama General del manejo de Gas y Condensado del Campo (Fuente PEP).
Medición de agua
El agua obtenida del Campo será separada en los tanques de deshidratación en la Terminal Marítima Dos Bocas, la cual se recoge por dos drenajes: drenaje aceitoso y drenaje pluvial, los cuales se envían a los pozos de captación DB-1, DB-2, DB-3, DB-4, DB-5 y DB-6.
a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos
Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición para la Asignación se llevó a cabo la siguiente evaluación:
.
. .... . .. ,, .. ..
Datos Gener�Jei:
-NombN f#l�noi.llio0Cot1Wti«o Pemt1 �mOl"l¡Producción No. d•Cc>Mt0lOOAUfMCICM: Af:-OOU-l'M-Okaffi..'17 N,om!nM bAJl9noad1toÁNo CoMtDfflllX' A( .(IQ1&.2M-()kom.01 �•k T,po0•'01o�""9r. Mc,olt�,J Pl_,dt 0....-roflo ComisO, N.Kio,,\,¡I
df.H\cfmc.;imtlrc1'
No. A,dwlo•io.
-·- ertt.ñodana!Milddin (-- Qua1pdéll'I inw•de le lrl�pnt� ............ L .. �--
Pn;)p>nU.d,, rn.tr4jod. dettlffl'Mn.c.16ny.ai&rwcióndt PJ••nt.auNprop.111ad.-lmarwjoy('Oft(fv(ciOn<t.bi -S.drebuada�lm;.,,nro•loprollf,mldoy
1 len h�o1:.;111t,..os dinct. l�.C.pltu&outylV YDhmitn y alidad de kK " �ditp,,�ó'..O,fny� ... � 1antOvffl'llicM�U-í�tN l.,i �•n
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S,:1 29.5km par• w,apoc:-umi•nio,, .aconcid�o, 19'1ecl<iót\, bott'lb.OyMtnptriión.
(1 Centro di Pn:a10Abli:an,n-A2,ne•l"riywp-.1ril fN'Kil• d9 ljquido 'f p fl',c,wnÍ•nlilP
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l�úp,tuloll Ot IOtsittemasd,,me6d6n SI Abl.,ilun,CNr,..1:.-n.Jlb,ftlwl.OM"Ylfflll...,.lc:h.Pol,A S•ck-be,repon•r LaPl,tfftaffl ma�de-11.ktHM Mulddn IPolv lbt-lbl, ü'CM'III ,��.:-n cM nwxlíñón 11''110 en 0i .. 1t (Et.MI
Ml'llafü�lc:bddit�ióonlr.-nb-tsf-.l.. LI cornent• de ac-au• w,pM.ado.., Ablt.atuA-A2 'la"á
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O.t..-.ad.rcufflPimM!nfo.i•..ucu1o, S. p,9wn,ó ta Pal1tiCillde �dacrt MOo'-'- • wi Plan Otbf.rt.-lOp.fadot.ntt..-1.u\,1 �l1tic.,,I.W ' ,O,fr..mónl Po,IIU(.ademediotl'I ,, 11Wdidór\.oó-•b•"'°'5.poslff'M►I.INWI
debll'MMH �crde Medici0nl0'16-10l0. cutffitr\Mlo.aPIM\.asoci.ado.
Procedimientos:
Es101 p,�lmi•rt10. IOft la,, fN'Ul'IOt. tf.l•ÍUl!lrun
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Cumplim .. nta •l •nitula tt. f,xoón 1 d• IOIU'MMl"I
ffM'd1aón
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Prl'MAtando .. , ptoyfi1o d. Kl.ll'rdo o Punta di' MPdtoón
KUlfrdO\Clfl•bradol lfnlN a¡wt.adorl'S.
Provam.asa• 1mpl•m•nlación d• los
MtutlUMO'Jde Todo1, .aqu•IIIK P"Ollwn.S♦ Mtd1D61'1ydw 1.,, CJ11ftOl'.lffl.M qlM ca.A Cúfflpllffllll•nta .. 1n1.tll,10o,wsd• l.a 1mplemenboón tal.al dli '°'
,w,,duwón q.,.. influyen ffll'UlllS� de nwd1a6n en l,1 m•d1aón di' lot.
S• ct.l>uíd.r cumpl1m1ento .al capitulo Vide los L�,yv
deberánf'lpol'Urlosval�•• tncwr11dumbr• e1t1m.ad,a plfll hn
��•m,11 dir mff1100l'I qu• confom1eR l�ntdumbndt
•I Mlft.anllffiO. Med1C16n de la m.dld,1
A!.1sntoOn. 11\dvt.,,,do 10\ P,HU�l'fotot d• 1nunJdumlwlt y .v1chnaa di' la tru.abí id.Id de ICK
,w1-t•mn d• fflflf1ción co,rirs,ol'ld,.,nt•s <amo 'IOt)Otte
Pl'lf'Ylll.lf.H.IIWl'RIQn1t1-1'COftOffil<H l'l'l.aaon.:IM con I•• KtNldadlH di' 1mplemen!.at1ÓR, m.ant•n,m,•Moy
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m11dici6n di! ftidrocarbl.lros dt 1a a11MC.1ón AC·OOJ4. ubl•P., OPll!r.cior PeWl•to •tomaren a.i•nta
lM-Okom-07 umpo 0.•k.. wqft •in rn,Sffl01, qut c:on•I C\,ft'11)11mi•MO«l'IW toc.lidadca"Iº
ut1puil,ado en lin ll� _..11110\ •Ml1c.dotw1- dll' lnd•t..ld��-
C11mpl1m1•nto � lo d1,pue1-10 •n tOI lueron pres."'�°'"" lalblduciót1CNH.(.lO.Ol)lJ\8 dirwM�IIID410, 16. l7, n. 2,. 34.lL Jl y:UI y nJ lS '2.fratoónJCIII .11'tin.ltcn lO. 26. l?. 21. 1'. JO. 3L l2 y SI d•I plM'l ch deum:,llopan l•extrKQOndlf la
dt1-emp.,l\o ll ••cnaoón A-0160-1M-CMlpo-lllt.l.OAana it11,1ad1 ••
como mant•n*tfoti actval1iadot.con la llr1al1d.d df' obten•, la maw,ot 1nfotm.aaón qu• rup.llld• wi
�rM'lón lhl um,o w ;mpt•mll'nUrJi •I pro¡rama de demuutr• •I con1rol y dewmpeflo dt 10\
ll'MbtadDrM d• d,r'lll'mpc-flu;i itir lin S<1'1111!t'1a de 1 n1'1rUm•11to1 de c:ontonn1ct.d con lo ••tabl•ado
media don t,po o,i,eraool'lill •l'I I• _,,n.ldón •l'lkn LTMMH.
511' preH'ntMon tin d,1to,, de COALIClO •• 11,r,pon�ble
(1,1mpllnuenlo,al ..tkulo'-Ot1aal enca,pdo de I• com\lNUGdn y/o romp,tom11t•f
1nch,, .. Ada \111.t.101, 1enertllf'I corTto al Opwrado, me. 1 Comn1ón. •� como 111,
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SI CIOft'l,nrlldo,w,. fl1,1jo (0ft apaodad * N'�llilatdo .. Sin obMNadón fni�CII\I• no p.mutMl.alU!n10onet, •iJcomo<ont.-rcon la�dallde
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r.s.suftllr la inlormláón.
Prw-1anur ladawn,po6n • los Act..alm•nte w cuent,ton TelemetNen lo\ Puntos de 111,teffl.M t•l•m,.�mn -.1.1•\• l'f'tcllción. w •1IÍI tln.ndo •n procram• d• wc,v,._,
1',fhl«iónlll T11lem♦tria a.Aten o Wen IO'l p,ocramas d• 5; w•"'l'Mb •t.liip• de 1mplement.adn del PM,I di' Sin oburvadón ICtlW1dadHt1,.al1111 pal'.llmnt.,con MonilortO PCP•CNH. p.-r, álmplir con ID Hb¡Nlado •n
ell01, el Ar\lcvlo 1'dt IM LTMMH.
l.os rtnullldof, de '°' 1n1trument01, de Se ptu•ntMan wrt1lic.ado\ ch uf11Kaición • •� Slf Ílfbaf'án et'll,...,M' 101-P�IUPllll!1-1DI di' ""'d1d.1 "•"''.,, t•ntr ltMM:lfl1dad
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2S
Producción y Balance
La metodología de balance volumétrico de los fluidos producidos en la Asignación presentada por el Asignatario es robusta y consistente.
El procedimiento operativo para elaborar el balance volumétrico de líquidos y gas de la producción se basa en el Sistema Informático de la Administración de la Producción de PEP, SIAPPEP, el cual considera el ajuste volumétrico desde Puntos de Venta hacia asignaciones de producción calculado a partir de la diferencia de la disponibilidad y distribución de los hidrocarburos producidos.
La medición de la producción individual de cada pozo ubicados en la plataforma CheekA (instalación y operación septiembre 2019) se realizará con separador convencional y tecnología tipo coriolis. La corriente de gas y la corriente de aceite a la salida del separador será recolectada en el cabezal de producción y se enviará hacia la plataforma de perforación Kuil-8, para después dirigirse hacia el Centro de Proceso Abkatún-A2 en donde se integrará con las corrientes de las asignaciones lxtal, Onel, Manik, Esah, Kuil, Abkatun, Caan, Kanaab, Etkal, Che, Taratunich, Poi, Batab, Och, Uech y Kax para ingresar a un separador de primera etapa. La corriente de gas a la salida del separador de primera etapa será enviada a C.P. Abkatun-A para ser comprimida y determinar la volumetría que se entregará bajo custodia a Pemex Logística, y así, continuar su recorrido vía Poi-A y CPG Atasta hacia el Punto de Medición ubicado en C.P.G. Ciudad Pemex y C.P.G. Nuevo Pemex. Por su parte, la corriente de aceite separado en Abkatun-A2 ingresará a un separador de segunda etapa para después ser medida y determinar la volumetría entregada a Pemex Logística, y así, continuar su recorrido vía Poi-A hacia el Punto de Medición de petróleo ubicado en TMDB y CCC Palomas. Respecto al agua congénita obtenida en las etapas de separación en el C.P. Abkatun-A2 será inyectada a pozos de captación en la TMDB con la finalidad de minimizar la descarga por medio del difusor marino.
Con relación a la medición de condensados, una vez enviado el gas a tierra y producto de los procesos de compresión-separación efectuados en el Centro de Proceso y Transporte de Gas Atasta, los volúmenes totales de condensado integrado por diferentes corrientes en la cual se incluye la asignación Cheek serán recolectados y enviados a los Puntos de Medición fiscal ubicados en CPG Nuevo Pemex y CPG Cactus. Adicionalmente, el Asignatario utilizará como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado en la descarga de los compresores booster y en la descarga de los compresores módulos de la plataforma Abkatún-A2 (medición referencial} para realizar un estimado del condensable en ese punto, utilizando la norma APf MPMS 14.5.
Para determinar la calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos de la Asignación se tomará una muestra de forma regular en la plataforma Cheek-A. La frecuencia con la que se realizarán los análisis de calidad para los hidrocarburos gaseosos y líquidos -aceite y condensado- en la medición fiscal será diaria.
El Plan contempla el envío de gas dulce para la operación del sistema artificial de producción de BN continuo para el año 2019.
Debido a la mezcla de corrientes de diferentes Asignaciones es necesario la aplicación del prorrateo, distribución proporcional de un volumen de hidrocarburos en numerosas
\ partes, para la asignación de los volúmenes de aceite, gas y condensado perteneciente a -;,7 7 la Asiganción.
�/ J-�(\/ fl:l!llrll, .... ,, mllll•·•-11�---
26 \
Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición de la Asignación, la Dirección General de Medición manifiesta que, PEP presento la información y requerimientos necesarios para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales fueron evaluados de conformidad con los establecido en el artículo 42 de los LTMMH.
Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)
Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.074/2019 de fecha 27 de febrero de 2019, respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A-018 con fecha del l de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operador para el Asignación correspondiente al Campo" ... siempre que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Operador; permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos provenientes del área asociada a la Asignación referida, de conformidad con los Lineamientos expedidos por esta Comisión" manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:
1) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegurela aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de laindustria en la medición de hidrocarburos.
2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual ofPetroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo(American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstosen el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.
3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que loshidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las condicionesde mercado o comerciales, en virtud de las características de los hidrocarburosextraídos, observando en todo momento lo indicado en este artículo.
4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, Vy VII, del artículo 41 de losLineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e
internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividadnacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11de dichos lineamientos.
5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera prever laincorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputarel valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.
Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Asignatario cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir, es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo de la Asignación, en términos del presente análisis técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.
Obligaciones de PEP:
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l'•c!"" 1 h,_. 1)'
l. Deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas y evaluadasen el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con lo establecido en elpresente Dictamen,
2. Deberá dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición cuando sefinalice con cada una de las actividades relacionadas con la medición de loshidrocarburos presentadas por el Asignatario en el Plan,
3. Deberá dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas deMedición como lo estipula el artículo 48 de los LTMMH,
4. Los volumenes y calidades del Petróleo y Gas Natural a medir deberán serreportados de conformidad con lo establecido en los formatos de los LTMMH ynormatividad vigente. Asimismo PEP deberá entregar el reporte de ProducciónOperativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno.
S. Deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerencia miento de la medición basado enla norma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los LTMMH, el cualcontendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas de medicióny los Mecanismos de Medición,
6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar el balancede los autoconsumos y características de los equipos generadores deautoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua deinyección,
7. Deberá actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de mediciónusados en los Puntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional,referencia y transferencia, conforme a lo establecido en el presente Dictamen,
8. Deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acrediteque el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para unacorrecta administración de los Sistemas de Medición,
9. Deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Mediciónde los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecidoen el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH,
10. Deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en laboratorio delGas Natural producido así como un análisis cromatográfico en el Punto de Mediciónpara la determinación de la calidad, mismo que deberá remitir a la Comisión comolo estipula el artículo 32 de los LTMMH, y
11. Deberá reportar la producción de condensados en el formato CNH_DGM_VHP delos LTMMH tomando como base el estándar API MPMS14.S utilizando como insumolos resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas cuantificado en el áreade asignación. En el formato CNH_DGM_VHPM de los LTMMH, PEP reportará loscondensados líquidos medidos en el Punto de Medición, CPG Cactus y CPG NuevoPemex, que correspondan al área de asignación los cuales pueden ser comparadoscon las condensados teóricos calculados en la misma área de Asignación.
12. Deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balancealguno. 777
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13. Deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en laboratorio delGas Natural producido, así como un análisis cromatográfico en el Punto deMedición para la determinación de la calidad, mismo que deberá remitir a laComisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH.
14. Deberá reportar, entre otros, el volumen de los hidrocarburos producidos, así comolos cuantificados en los Puntos de Medición en los formatos establecidos en elAnexo l de los LTMMH. En el caso de los condensados, el cálculo teórico deberá serusado solo como referencia para la determinación de condensados en el Punto deMedición correspondiente al campo Cheek.
15. Se compromete a proporcionar la composición de gas de las diferentes corrientes(lxtal, Onel, Manik, Esah, Kuil, Abkatún, Caan, Kanaab, Etkal, Che, Taratunich, Poi,Batab, Och, Uech y Kax) que convergen en el C.P. Abkatún-A2 en julio de 2019, fechaen la cual se tiene programada la operación de esta instalación.
16. Deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión referenteal cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los LTMMH en suversión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de losrequerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen.
17. Deberá contar con información actualizada sobre los diagnósticos, programas,procedimientos, presupuestos de incertidumbre del volumen medido estimadosobre el volumen a condiciones de referencia, monitoreo y transmisión de los datosen tiempo real y de cada una de las variables asociadas a los Sistemas de Mediciónde las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal},ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecanismosde Medición y por ende al Sistema de Gestión y Gerenciamiento de la Medición.
18. Deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de lasmodificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para laExtracción de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, enrelación con los Mecanismos de Medición aprobados mediante el presenteDictamen, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y53 de los citados lineamientos.
Conclusiones:
De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación en la solicitud de aprobación de su Plan de Desarrollo, la cual consiste en manejar y medir la producción de los hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas de Medición propuestos y presentados como parte de los Mecanismos de Medición en el Plan de Desarrollo, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los LTMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse.
Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a
la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los
Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:
Respecto a las actividades propuestas por PEP en el Plan de Desarrollo, se concluye lo siguiente:
a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por PEPpara el Plan de Desarrollo, con base en el artículo 43 de los LTMMH, del cual seconcluye:
i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte quecumple con los requisitos establecidos en los LTMMH, en particular elcontenido referido en los artículos 9, 19, 21, 22, 23, 25, fracciones 1, 11,111, IV, VI,26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.
ii. Se analizó la información proporcionada por PEP respecto a la Gestión yGerencia de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos parael contenido integral del artículo 44 de los LTMMH, el cual deberá serimplementado en los términos referidos en el artículo 42 de los LTMMH.
iii. Respecto a tos componentes de los Mecanismos de Medición, se advierteque los mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo propuesto porPEP.
iv. Con base en los artfculos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó laopinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a laubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.074/2019 defecha 27 de febrero de 2019, respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A·Ol8 con fecha del 1 de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdocon la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operadorpara el Área de Asignación correspondiente al Campo Cheek, " ... siempre
que los mecanismos y puntos de medición propuestos por el Operador;
permitan determinar el volumen y la calidad de los hidrocarburos
provenientes del área asociada a la Asignación referida, de conformidad
con los Lineamientos expedidos por esta Comisión" manifestando queesta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:
l} De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, seasegure la aplicación de las mejores prácticas y estándaresinternacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.
2} Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manualof Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano delPetróleo (Amerkan Petroleum lnstitute} para los procedimientos demedición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.
3} De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que loshidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con lascondiciones de mercado o comerciales, en virtud de las característicasde los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento loindicado en este artículo.
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4) De conformidad a lo señalado en las fracciones f, V y VII, del artículo 41de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándaresnacionales e internacionales que correspondan y en caso de no existirnormatividad nacional, se apliquen los estándares internacionalesseñalados en el Anexo 11 de dichos lineamientos.
5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se consideraprever la incorporación de una metodología de bancos de calidad quepermita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de lasque provengan.
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 LTMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos.
b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de Medicióny lo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente:
l. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye quees viable y adecuada en su implementación para la Asignación.
2. Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos deMedida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de losHidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la MediciónOperacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en lasFiguras 2 y 3 del presente dictamen.
3. Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valoresde Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38de los LTMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar, asícomo dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición ala Comisión conforme al artículo 48 de los LTMMH.
4. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de losMecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de losDiagnósticos presentados por parte de PEP, en términos del artículo 42,fracción XI de los LTMMH.
S. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Áreade Asignación campo Cheek en los Puntos de Medición y conforme a losMecanismos, PEP deberá realizarla en los términos manifestados yevaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, por lo que yano se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerarel Punto de Medición del Anexo 111 de los LTMMH.
6. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural yCondensado deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión,en el Anexo I de los Lineamientos, los cuales deberán entregarse firmados
y validados por el Responsable Oficial.
f) Comercialización de Hidrocarburos
El Asignatario llevará la producción desde el Campo en una línea multifásica hasta la plataforma Kuil-B y una línea subsecuente hasta Centro de Proceso Abkatún-A2 para su procesamiento, acondicionamiento, medición, bombeo (líquidos) y compresión (gases}.
El gas del campo Cheek tiene como destino final la Terminal de Compresión Atasta, para formar parte de las corrientes que se dirigen a Ciudad Pemexy Nuevo Pemex.
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Tabla 11. Calidad del Gas del Área de Asignación.
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56.02%
17.76%
17. %
l. 4%
5.96%
0.00%
0.00%
0.00%
0.00%
Derivado de la calidad que presentare el gas al ser separado de los componentes CS+ (caso hipotético), se recomienda que se haga el análisis por parte del Asignatario para que, en caso de resultar viable técnica y económicamente, el gas pueda ser utilizado para alimentar la planta Etileno XXI debido a la alta concentración de etano (C2).
Por su parte el petróleo, habiendo salido del Centro de Procesado Abkatún-A2 (corriente multifásica), será bombeado con destino a la plataforma Poi-A para tener como destino final la Terminal Marítima Dos Bocas.
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Tabla 12. Calidad del Petróleo del Área de Asignación.•
g) Programa Aprovechamiento del Gas Natural
PEP plantea como uno de los objetivos del Plan de Desarrollo presentado, maximizar el aprovechamiento de gas del campo Cheek y comprimirlo para su envío a plantas procesadoras, así como cumplir con ta Meta de 98% de Aprovechamiento de Gas (MAGt}.
i Con datos proporcionados por el Asignatario ; Calculado por personal de la DGCP como ejercicio teóríco con eficiencia de separación 100% para los componentes CS•, • Con datos proporcionados por el Asignatarlo
La meta de aprovechamiento de gas (MAGt), iniciará y mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2019, así mismo, referente a las acciones para el cumplimiento de la MAGt no se programan inversiones y actividad física en materia de adecuación o modificaciones de instalaciones para et aprovechamiento y destrucción controlada, ya que con la infraestructura existente se cuenta con la capacidad del manejo de la totalidad del gas producido, la cual dispone de un programa de mantenimiento preventivo y predictivo para mantener la confiabilidad y continuidad operativa de los equipos y sistemas de compresión en el Centro Procesador de Gas Atasta.
Referente a los proyectos requeridos para el manejo, aprovechamiento y conservación del 9?15 natural asociado en años posteriores al 2019, no se requiere la implantación de infraestructura adicional durante el ciclo de vida de la asignación, en la Fig.19, se muestra la capacidad instalada actual del orden de 220 MMpcd con equipo de compresión y se observa que durante el periodo 2019-2028 la producción es manejable.
En atención al artículo 39, fracción VII de la LORCME, la meta de aprovechamiento de gas (MAGt), iniciará y mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2019 hasta el año 2028, es decir, toda la vida productiva det campo Cheek hasta llegar al cierre de los pozos por flujo inestable del campo.
Dicho porcentaje, tal como manifiesta PEP se analizará con los indicadores de desempeño referidos dentro del Plan.
El destino ·final del gas es la Terminal de Compresión Atasta, donde será comprimido y posteriormente enviado a los centros de proceso de gas de Ciudad Pemex y Nuevo Pemex.
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AÑO
Fig. 19. Capacidad instalada para el manejo del gas en Abk-A. (Fuente: PEP)
Con base en lo establecido en las Disposiciones para el aprovechamiento de gas artículo 14, el cálculo de la MAG se estimó con la siguiente formula:
MAG : A + B + C + T x 100 Gp +GA
- ,., .� ) 1 • '
•'•I>< • • 11 �
Dónde:
MAG = Meta de Aprovechamiento Anual t = Año de cálculo A= Autoconsumo (volumen/año} B = Uso de Bombeo Neumático (volumen/año) C = Conservación (volumen/año) T = Transferencia (volumen/año} Gp = Gas Natural Asociado producido (volumen/año) GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en Área de Asignación (volumen/año)
Con base en la fórmula para el cálculo de la MAG, se muestra el ejemplo del Campo para el año 2019:
MAG =rco.os+o+o+o.97)1 = 98 1391:2019 (l.O? +O) • O
En Tabla 13. se muestra la máxima relación gas-aceite de 145.28 m3/m3 a la cual los pozos pueden operar, la RGA reduce a partir de junio del 2021 debido a que en esta fecha la presión del yacimiento iguala la presión de saturación y el gas liberado en el yacimiento se acumula en un casquete de gas.
Formación Máxima RCA
Campo Cheek-BKS 145.28
Tabla 13, Móxima Relación Gas Aceite a la que podrón producir fos pozos del Campo. (Fuente:PEP)
Resulta procedente autorizar que PEP utilice para autoconsumo como suministro neumático para la operación del sistema de control, gas de instrumentos y seguridad de pozos. Los Hidrocarburos producidos para las Actividades Petroleras en los términos establecidos en el presente apartado. Lo anterior, con fundamento en el artículo 5 fracción I de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.
En consecuencia, dicho programa de aprovechamiento se propone aprobar toda vez que fue estructurado conforme al contenido establecido en los artículos 4, fracciones II y IV, 11, 13, 14, fracción 11, 19 y 22 de las Dispos,ciones de aprovechamiento de gas, 7, fracción VII y artículo 8 fracción 11, inciso g} de los Lineamientos.
r.:r!IIIII., ... ,., mllll 1 1.;- .-
V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en laextracción y métricas de evaluación de la modificación alPlan
Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en el Plan, la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa.
Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 31 fracciones VI y VIII de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la LORCME, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.
i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipode actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan,como se observa en la Tabla 14.
Activ¡dad
:.;,_-•oració:1 ele pozo5cle desar.ollo
Te, rnit1ación de pozos ele desarrollo
Pecupe1ac1ón ele pozos exploratorios
Repar;_icioncs menores
Estructuras¡, ·a;inas
Duetos·
Ta ponarTiie�1: os
/,.bzindono • l Oleogasoducto / l gasoducto de BN
2
8
2
.3
.3
Tabla 14. Indicador de desempeño de los actividades o ejercer dentro de lo Asignación (Fuente: CNH con la información presentado por PEPJ
ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto deerogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, comose observa en la Tabla 15.
SL,c:>-ac: IVICJacl
Desarro1lo
i. Generalª
ii. Construcción Instalaciones
iii. Perforación de Pozosiv Intervención de Pozos- ------
r·, f�•tJ, ii::: 10:-,
vii. Generalb
viii. Duetos
ix. Intervención de Pozos
xii.
O eración de Instalaciones
Desmantelamiento de Instalaciones
Total inversrones y gastos
P:0�1ran,ZJ ele E, ogac,ones lnd,cilclo:
Prog:a:1,a ele erogac,ones e,e,c1das
Erogaciones/ {ivl,vlUSD) U,iívlUSD}
eJe:c1das
36.66
103.35
66.60
13.36 --- - ----
23.82
29.51
314.40
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'•:•·•• . . , .
Otros egreses 24.61
Total Plan de Desarrollo 339.01
Los sumos pueden no coincidir con los roto/es por cuestiones de redondea. o. Considero un monto por 2.55 MMUSD de inversión y .34.11 MMUSD de gasto operativo. b. Considero un monto por 719 MMUSD de inversión y 16.63 MMUSO de gasto operativo. c. Monto que Pemex señalo como erogoc1ones por concepfo ele montenimiento y obondono de mfroestructura por la cual se transporto lo producción del campo hacia lo Termino/ Marítimo Dos Bocas (TMDB).
Tabla 15. Indicador de desempeño del Presupuesto Indicativo en función de los erogaciones ejercidas para la Asignación AE-0020-2M-Okom-07 (Campo Cheek). (Fuente: CNH con lo información presentada por PEP)
iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas a la producción dehidrocarburos en la Asignación, misma que está condicionada al éxito de dichasactividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gasque se obtenga derivada de ejecución de las actividades.
El Asignatario deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución del Plan de Desarrollo, en los términos que establecen el artículo 43 de los Lineamientos, así como el articulo 24 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.
Cabe hacer mención que en términos del articulo 40 de los Lineamientos, la Comisión podrá evaluar y decidir si con base en la información derivada del seguimiento al Plan de Desarrollo para la Extracción se requerirá la modificación a dicho Plan.
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Sistema de Administración de Ries_go_s _______ ___.
Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0024-2M-Okom-07 (Campo Cheek), sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el Plan.
En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, ASEA/UGI/DGGEERC/0224/2019 recibido en la Comisión el 1 de marzo del 2019, la ASEA informa que:
"l.- La Asignación AE-0024-2M-Okom-07 se encuentra amparada en la autorización número: ASEA-PEM16001C/AI0417, del Sistema de Administración del Regulado, ubicada en la Unidad de Implantación denominada: Subdirección de Aseguramiento Operativo de la Dirección de Exploración, con número de identificación: ASEA-PEM16001C/Al0417-13.
2.- Las actividades que tiene amparadas el Regulado en la autorización número ASEAPEM16001C/Al0417 de su Sistema de Administración, para ser realizadas dentro de la Asignación AE-0024-2M-Okom-07, durante el periodo adicional de Exploración son las siguientes:
Escenario Incremental Consiste en la Perforación y Taponamiento del Pozo (Temporal o definitivo)
Prospectos Exploratorios Yok-1 y Wakax-1.
3.- Derivado del análisis realizado a la información ingresada por la COMISIÓN, mediante oficio número 250.066/2019 de fecha de 21 de febrero de 2019, se identifican las siguientes actividades planteadas por el REGULADO, para ser realizadas dentro del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación AE-0024-2M-Okom-07 (campo Cheek).
A· t viciad ::c,·9 2020 /·�'. !
Recuperación 1 - -
Perforación 1 1 -
Terminación 1 l -
Duetos• 2 - -
Plataformas 1 - -
RMA - - -
RME - - -
Taponamientos - - -
Abandono•• - - -
Continuación ... --- -- -------- -
Act1v1dad 2025 2025 2027
Recuperación - - -
Perforación - - -
Terminación - - -
Duetos• - - -
Plataformas - - -
RMA - - -
RME 1 2 l
2022 .,,·23
- -
- -
- -
- -
- -
- -
2 2
- -
- -
2028 2029
- -
- -
- -
- -
- -
- -
- -
2024 Subtota·
- 1
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- 2
- 1
- -
- 4
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2030 Total
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777
1 Taponamientos Abandono••
., Oleogsoducto /1 gasoducto de BN ••Duetos y plataformas
3 3
3 3
Por lo anteriormente expuesto, esta AGENCIA le hace de su conocimiento que, para efectos de encontrarse amparada en la autorización número: ASEA-PEM16001C/AI0417, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas dentro del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación AEª0024-2M-Okom-07 (Campo Cheek), el REGULADO deberá realizar ante Ja AGENCIA lo siguiente:
l.- Cumpfü con lo establecido en el RESUELVE TERCERO del oficio resolutivo ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, mismo que a la letra dice:
TERCERO: Previo a fa ejecución de fas actividades que no cuentan con la aprobación de fa COMISIÓN, fa empresa productiva del Estado Subsidiaria de Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante fa AGENCIA, fa aprobación que la COMISIÓN en su momento le otorgue.
2.- Ajustarse a lo establecido en artículo 26 de las disposiciones administrativas de carácter general que establece los lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los sistemas de administración de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente, aplicables a las actividades del sector hidrocarburos que se indican, publicadas el 13 de mayo de 2016 en el Diario Oficial de la Federación (LINEAMIENTOS), ingresando ante la AGENCIA del trámite con homoclave ASEA-00-025 den<;>minado "Aviso por modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado el sistema de administración", del registro Federal de trámites y servicios de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria.
Aunado a lo anterior, cabe señalar que el REGULADO está obligado a dar cabal cumplimiento a los TÉRMINOS y RESUELVES establecidos en los oficios ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, ASEA/UGI/DGGEERNCM/0184/2018 de fecha 19 de diciembre de 2018; 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/AI0417."
Cabe señalar que por Acuerdo CNH.E.07.001/18 el Órgano de Gobierno emitió el Criterio de Interpretación Administrativa que armoniza el contenido de los artículos 13, primer párrafo y 33, fracción V de los Lineamientos, en el cual se establece que basta con que los Operadores Petroleros acrediten haber iniciado el procedimiento respectivo ante la ASEA, con lo cual se daría por atendido el requisito contenido en el artículo 33, fracción V de los Lineamientos en cuanto a que el Dictamen técnico final incluya un programa de administración de riesgos aprobado.
Asimismo, dicho Criterio de Interpretación Administrativa reconoce que el artículo 13 de los Lineamientos, procura materializar el procedimiento de evaluación y aprobación con base en un esquema de autonomía técnica, operativa y de gestión de la Comisión, descrito en los artículos 3 y 22, fracción I de la LORCME, motivo por el cual se contempla la emisión de la presente Resolución sin perjuicio de la obligación del Asignatario de atender la Normativa emitida por otras Autoridades competentes en materia de Hidrocarburos.
flli:fllm ...... ,, mllll1•te1I·,..
Pro rama de cum�limiento de Contenido Nacional
Con relación al programa de cumplimiento del porcentaje de Contenido Nacional, esta Comisión resalta las consideraciones siguientes:
El Anexo 11, numeral 2, apartado VIII de los Lineamientos, refiere que el programa de cumplimiento del Contenido Nacional deberá estar contemplado en el Plan de Desarrollo para la Extracción;
El inciso c) del Anexo 4 de la Asignación establece la obligación que deberá cumplir PEP en materia de Contenido Nacional durante el periodo de Extracción:
"( ... )
c) Durante el periodo en que se realicen actividades de Extracción:
En el supuesto del caso que prevé el Término y Condición Quinto, inciso C) y que derivado de este, el presente Título de Asignación tenga que ser modificado para incluir actividades de Extracción, se anexará al Anexo 4 el correspondiente porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa de cumplimiento respectivo.
( ... )" [Énfasis añadido]
Por Jo tanto, es atribución de la Secretaría de Energía (SENER) establecer en las Asignaciones un porcentaje mínimo de Contenido Nacional según lo dispuesto en el artículo 46, tercer párrafo de la Ley de Hidrocarburos, siendo que el pronunciamiento respecto de la verificación del Contenido Nacional y su programa de cumplimiento es competencia de la Secretaría de Economía, en términos del artículo 46, quinto párrafo de la Ley de Hidrocarburos.
Con base en lo anterior es necesario proponer a SENER la inclusión del porcentaje mínimo de Contenido Nacional y su programa de cumplimiento respectivo, respecto de las actividades de Extracción a que hace referencia el inciso c) del Anexo 4 de la Asignación.
Por tanto, la presente aprobación surte efectos de opinión respecto de la modificación que en su caso deba realizar la SENER, ello en términos de lo establecido en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16 de su Reglamento. Asimismo, se hace del conocimiento de PEP que, en caso de que la SENER modifique la Asignación a fin de incluir el porcentaje mínimo de Contenido Nacional para las actividades de Extracción, el programa de cumplimiento del mismo deberá ser presentado ante esta Comisión y formará parte integrante del Plan de Desarrollo para la Extracción.
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VIII. Resultado del dictamen técnico_______________.
La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan presentado por el Asignatario de conformidad con los artículos 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos; 39 de la LORCME; 6, 7, 8 fracción 11, 11,19, 20, 25 y demás aplicables de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.
Lo anterior permite a esta Comisión determinar que PEP presentó los elementos para acreditar el cumplimiento de las capacidades técnicas, financieras y de ejecución, conforme a lo establecido en el Término y Condición Quinto, inciso C) del Título de Asignación.
l. Fue elaborado de conformidad con los principios y criterios establecidos en losartículos 7, 8, fracción 11, y 11 de los Lineamientos y en atención a las Mejores Prácticas dela Industria.
2. Contiene los requisitos establecidos en los artículos 9, fracción 11, 12, fracción 11, 19,20, 25 y el Anexo II de los Lineamientos.
Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:5S.7/3/003/2019 Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo de la Asignación AE-0024-2M-Okom-07 (Campo Cheek) de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión, cuyo contenido fue evaluado en atención a la información presentada por el Asignatario y en atención a los principios de economía, eficacia y buena fe que rigen la actuación administrativa, previstos en el artículo 13 de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.
En atención al artículo 39 de la LORCME se cumple con las bases previstas en el mismo en razón de que:
a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país
La toma de información propuesta en los pozos propuestos para perforarse consisteen la toma de registros básicos y especiales, toma de núcleos, toma de muestrasPVT de fondo y de superficie, pruebas de presión; servirán de insumos para generarun modelo petrofísico, para actualizar el modelo geológico integral y construir unmodelo dinámico del yacimiento. Lo anterior permitirá desarrollar un conocimientogeneral sobre el yacimiento del campo, lo cual tendrá como resultado acelerar eldesarrollo del potencial petrolero de la Asignación y del país.
b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleocrudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamenteviables
Las actividades de desarrollo propuestas por el Asignatario permitirán recuperar unvolumen de 18.68 MMb de Petróleo y 14.89 MMMpc lo cual representa un factor derecuperación de 26.06 de petróleo y 25.47 de gas, ambos factores con respecto alvolumeri original 2P estimado por el Asignatario.
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cJ La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación
Derivado de las actividades propuestas de desarrollo para el yacimiento BKS el Asignatario pronóstica recuperar un volumen de 18.68 MMb de Petróleo y 14.89 MMMpc de Gas Asociado, lo cual representa un volumen estimado de 21.21 MMbpce, por lo que el presente Plan le permite al Asignatario sustentar reservas por las cifras mencionadas.
d) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción dehidrocarburos en beneficio del país
El Asignatario propone recuperar el pozo exploratorio Cheek-1, perforar 2 pozosadicionales así como realizar 8 reparaciones menores, asimismo realizará, la tomade registros básicos y especiales con cable, registro LWD en tiempo real, registrosespeciales, registros de Hidrocarburos, perfiles sísmicos verticales (VSP) y/o CheckShots, núcleos, muestras de canal, se tomarán muestras PVT de fondo y superficie,curvas de decremento, curvas de incremento, se realizará una prueba deinterferencia, se realizarán registros estáticos por estaciones, se instalarán sensoresde fondo permanentes así como sensores de memoria de alta resolución en fondoy se realizarán aforos
e) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor derecuperación, en condiciones económicamente viables
Una vez analizada la información remitida por el Asignatario, la Comisión concluyeque las tecnologías a utilizar en el ámbito de ingeniería de yacimientos, perforacióny producción son las tecnologías más adecuadas para realizar las actividades deExtracción de Hidrocarburos en la Asignación, las cuales, contribuirán a llegar a unfactor de recuperación. Derivado de la evaluación económica realizada al Plan deDesarrollo se determina que tiene indicadores económicos positivos, lo cual derivaque el proyecto se ejecute en condiciones económicamente viables.
fJ El programa de aprovechamiento del Cias Natural
PEP presentó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, el cual se propone aprobar, ya que cumple con el contenido establecido en el artículo 4, fracciones II y IV, 11, 13, 14, fracción 11, 19 y 22 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas, 7, fracción VII y artículo 8 fracción 11, inciso g} de los Lineamientos.
Dicho Programa considera una Meta de Aprovechamiento de Gas de 98% a partir del inicio de la producción en 2019 y se mantiene durante toda la vigencia del Plan de Desarrollo. Asimismo, PEP presentó la máxima Relación Gas Aceite esperada en
los pozos de desarrollo (145.28 m3/m3) considerados en el Plan, la cual se propone aprobar en términos de los referido en el apartado IV inciso g} del presente Dictamen Técnico.
g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
PEP presentó la propuesta de los Mecanismos de Medición en los términos queestablecen los LTMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente para lamedición dinámica de los hidrocarburos a producirse.
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Como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los.Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen.
Con base en las consideraciones anteriores, se propone al órgano de Gobierno de la Comisión, aprobar el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Campo Cheek el cual se encuentra dentro de la Asignación de Exploración y Extracción de Hidrocarburos AE-0024-2M-Okom-07, mismo que estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la vigencia de la Asignación, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos.
Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan permite evaluar de manera positiva los elementos considerados en el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y se alinea con las bases establecidas en el artículo 39 de la LORCME.
Sin menoscabo de lo anterior se recomienda al Asignatario:
• Generar un modelo numérico del yacimiento, que le permita al Asignatarioevaluar estrategias adicionales de explotación, para incrementar la recuperaciónde hidrocarburos.
• En función de la explotación del yacimiento, el Asignatario deberá darseguimiento a la caracterización dinámica para calibrar la magnitud de losempujes predominantes, y en su caso, hacer los ajustes necesarios a lospronósticos de producción de los pozos.
• Dar seguimiento respecto del monitoreo de contactos de fluidos en función delritmo de vaciamiento, los cuales deberán adecuarse de conformidad con elcomportamiento del yacimiento y las condiciones operativas de los pozos.
Cabe señalar que previo a la ejecución de las actividades del Plan, el Asignatario deberá contar con las autorizaciones, aprobaciones, permisos y demás actos administrativos o requisitos para realizar las Actividades Petroleras conforme a la Normatividad Aplicable y al contenido del Título de Asignación para la Extracción de Hidrocarburos emitido por la SENER
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IX. Opinión de la modificación al Anexo 1 del Título de
la Asi nación A-0001-M-Cam o Abkatún.
Actualmente existe un traslape administrativo (superficial) entre el área de extracción de la Asignación AE-0024-2M - Okom-07 (desarrollo del Campo Cheek} y el área de extracción de la Asignación A-0001-M - Campo Abkatún, sin embargo, con el objetivo de subsanar lo anterior, el Asignatario presenta en el Plan de Desarrollo del Campo Cheek}, una propuesta de modificación del área de extracción de la Asignación A-0001-M -Campo Abkatún.
Considerando que la estructura del campo Cheek no es continuidad de la estructura del Campo Abkatún, así mismo que la modificación propuesta por el Asignatario no tiene ningún impacto en el Plan de Desarrollo vigente de la Asignación A-0001-M - Campo Abkatún.
Esta Comisión emite opinión dirigida a la Secretaría de Energía de modificar el número de vértices del Polígono A. contenido en el Título de la Asignación A-0001-M - Campo Abkatún, de 60(actuales} a 68(propuestos}, los vértices propuestos se presentan en la Tabla 16.
Cabe señalar que los demás elementos del Anexo 1, se mantendrían en los términos vigentes.
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Fig. 20. Propuesto de modificación de la Asignación A-0001-M - Campo Abkatún. (Fuente: UATAC con
información del Asignatorio.)
En consecuencia, con fundamento en los artículos 6 de la Ley de Hidrocarburos y 16 de su Reglamento se somete a consideración de la Secretaría de Energía la modificación del Anexo l del Título de Asignación A-0001-M - Campo Abkatún en los términos referidos con antelación, por lo que el presente deberá surtir los efectos de la opinión a que se refiere la fracción I del artículo 16 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
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ELABORÓ
ING. JULIO CÉSAR REYES MELÉNDEZ
Subdirector de Área Dirección General de Dictámenes de Extracción
ELABORÓ
MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA
Directora General Adjunta
Dirección General de Estadística y Evaluación Económica
ELABORÓ
INC. JOSÉ ALFREDO FUENTES SERRANO
Subdirector de Área
Dirección General de Medición
IN • SAMUEL CAMACHO ROMERO
Director General Adjunto de Comercialización de Producción
ELABORÓ
INC. FERNANDO TREMARI ROMERO
Subdirector de Área
Dirección General de Comercialización de Producción
MTRA.
REVISÓ
ÍA ADAMELIA BURGUElilO
MERCADO
Directora General de Estadística y Evaluación Económica
REVISÓ
ANA BERTHA CONZÁLEZ
MORENO
Directora General de Medición
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Director General
TREJO MARTÍNEZ
Dictámenes de Extracción
En suplencia por ausencia del Titular de la Unidad Técnica de Extracción con
fundamento en el artículo 49 primer párrafo del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y
facultades, en términos de lo establecido en los artículos 19, 29, 31, 3181S, 35 y 49 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la presentación del Plan de Desarrollo del Campo Cheek, el cual se encuentra dentro de la Asignación de Exploración AE-0024-2M-Okom 07.
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