Proyecto rea Perdido

Informacin tcnico econmica

Proyecto rea Perdido

Activo de Exploracin Golfo de Mxico Norte

Agosto 2010

Contenido

1. Datos generales del proyecto1.1. Objetivo1.2. Ubicacin1.3. Alcancea) Evolucin de autorizaciones del proyecto b) Avance y logros del proyectoc) Principales caractersticas del proyecto documentado en la Cartera vigented) Explicacin de las diferencias en su caso, entre el proyecto registrado en la Cartera vigente de la Secretaria de Hacienda y Crdito Pblico (SHCP) y el proyecto presentado a la Comisin.e) Factores crticos del xito del proyecto f) Responsables de las principales componentes del proyecto

2. Descripcin tcnica del proyecto2.1. Marco geolgico2.1.1. Ubicacin geolgica2.1.2. Marco tectnico2.1.3. Marco estratigrfico-sedimentolgico

2.2. Descripcin de los plays2.2.1. Elementos del sistema petrolero2.3. Descripcin de las reas del proyecto2.3.1. Oportunidades exploratorias2.3.2. Probabilidad de xito geolgico y comercial2.3.3. Volumen prospectivo. Evaluacin del Potencial.2.3.4. Reservas a descubrir

3. Estrategia exploratoria3.1. Descripcin de alternativas3.2. Estimacin de recursos prospectivos, ingresos, inversin y costos. Recursos, reservas e ingresos por localizacin, inversiones y metas fsicas para cada uno de los escenarios analizados3.3. Criterios para seleccionar la mejor alternativa

4. Diseo de las actividades de exploracin4.1. Adquisicin de ssmica 2D, 3D y otros estudios4.2. Tipo de equipos de perforacin4.3. Pozos exploratorios tipo4.4. Tipos de pruebas de formacin y produccin

5. Plan de ejecucin del proyecto5.1. Programa de ejecucin de los estudios ssmicos y otros5.2. Programa de perforacin de pozos 5.3. Servicios que se adquirirn con terceros y modalidad de contratacin5.4. El perfil de las empresas externas que apoyaran en la ejecucin de las obras y servicios

6. Seguridad Industrial6.1. Identificacin de peligros6.2. Evaluacin de riesgos operativos

7. Medio Ambiente7.1. Manifestacin de impacto ambiental

Anexos

Anexo No. 1Abreviaturas1. Datos generales del proyecto

La exploracin en el proyecto rea Perdido inici en 1993 con la adquisicin de ssmica bidimensional regional en el Golfo de Mxico, la cual fue interpretada entre 1995 y 1996, identificndose en el rea que ocupa este proyecto dos estilos estructurales: uno es de una tectnica compresional definido por una franja de pliegues amplios de grandes dimensiones con una orientacin nor-noreste a sur-suroeste, constituyendo el Cinturn Plegado Perdido y otro que refleja una tectnica salina correspondiente al Cinturn Subsalino.

Durante el periodo 1993-2009 se han adquirido 7,466 km de ssmica 2D y 7,800 km2 de ssmica tridimensional, el procesamiento e interpretacin de esta informacin ssmica ha permitido definir la existencia de grandes alineamientos geolgicos estructurales y la aprobacin de 3 localizaciones exploratorias, mismas que se encuentran en espera de ser perforadas. El producto principal esperado es aceite ligero y gas asociado. La profundidad de los objetivos vara de 6,000 a 7,500 m para el play Cretcico; 5,500 a 7,500 m para el play Paleoceno Superior; de 4,500 a 7,500 m para el play Eoceno Inferior y 4,000 a 5,400 m para el play Oligoceno Inferior.

En las ltimas dos dcadas en la porcin norte del Golfo de Mxico profundo en los EUA, varias empresas han realizado estudios y perforado numerosos pozos exploratorios descubriendo algunos campos con reservas mayores a 150 mmbpce. Es importante mencionar que en los ltimos 5 aos se han incrementado notablemente las actividades de exploracin y desarrollo en aguas profundas en el sector norteamericano adyacente a la frontera mexicana, especialmente en el rea Cinturn Plegado Perdido.

El proyecto rea Perdido tiene como prioridad estratgica evaluar el potencial petrolero y descubrir reservas de aceite y gas dado que la zona presenta antecedentes de produccin en campos de la porcin estadounidense. La posible extensin de estos campos hacia territorio mexicano, motiv la necesidad de intensificar la actividad exploratoria para descubrir campos con grandes volmenes de hidrocarburos.

1.1. Objetivo

Evaluar recursos prospectivos de aceite ligero y gas asociado, con un volumen que vara de 3,201 mmbpce en el percentil 10 a 8,820 mmbpce en el percentil 90; con un valor medio de 5,249 mmbpce, en rocas carbonatadas de edad cretcica y en una secuencia de sedimentos de edad terciaria, mediante la perforacin de 66 pozos exploratorios, la adquisicin de 33,785 km2 de ssmica 3D y la realizacin de 116 estudios geolgicos, con una inversin total exploratoria de 165,883 millones de pesos, en el periodo 2011-2039.

1.2. Ubicacin

El proyecto rea Perdido se ubica frente al litoral del estado de Tamaulipas, en la zona econmica exclusiva del Golfo de Mxico, limita al norte con la frontera internacional de Estados Unidos de Amrica, al occidente con la isobata de 500 metros, al oriente y al sur con el proyecto Golfo de Mxico Sur. Cubre un rea de 26,920 km2, figura 1.1

Figura 1.1 Ubicacin del proyecto rea Perdido.

1.3. Alcance

a) Evolucin de autorizaciones del proyecto.

El proyecto rea Perdido, forma parte del proyecto Cantarell, el cual se autorizo para ejercer recursos como proyecto PIDIREGAS a partir del ao fiscal 1997 y se encuentra registrado ante la Secretara de Hacienda y Crdito Pblico (SHCP) con clave: 02096020.

En el cuadro 1.1 se muestra la evolucin de las autorizaciones del proyecto Cantarell ante la SHCP.

Cuadro 1.1 Evolucin de las actualizaciones del proyecto Cantarell.Concepto19971997200220072009

Inici proyecto PEGFebrero

Cambio de monto y alcanceOctubreOctubreAgosto

Anlisis Costo BeneficioAgosto

Dictaminado porCa. Core Lab Operations S.A. de C.V.

Fecha de dictamenNo requiere *No requiere *No requiere *No requiereDiciembre

*Antes del ao 2002 no se requera dictamen para los proyectos con Cambio de monto y alcance

Debido a la eliminacin de la figura PIDIREGAS el proyecto Cantarell tuvo actualizacin de registro en el ao 2009, mismo ao en el que se le realiz dictamen.

b) Avances y logros del proyecto, a la fecha de presentacin

La informacin ssmica 2D adquirida entre 1993 y 1998 en este proyecto, permiti identificar la existencia de estilos estructurales asociados a: tectnica compresional, definido por una franja de pliegues amplios de grandes dimensiones con una orientacin nor-noreste a sur-suroeste, constituyendo el Cinturn Plegado Perdido (CPP), y otro que refleja una tectnica salina correspondiente al Cinturn Subsalino (CSS). Este anlisis sirve posteriormente como base para la obtencin de reas de inters, el registro de oportunidades exploratorias con potencial econmico petrolero, la aprobacin de la primera localizacin en el rea de estudio y, la parametrizacin para estudios de levantamientos ssmicos 3D, con la finalidad de obtener una mejor imagen del subsuelo, postular con mayor certidumbre la definicin de las trampas, el modelo estructural y reducir el riesgo en las nuevas oportunidades exploratorias.

En 2002 se lleva a cabo el levantamiento de dos estudios ssmicos ubicados al norte del rea del CPP, Mximo 3D y Ampliacin Mximo 3D, ambos con un rea de casi 3,600 km2. Durante 2004 se realizan los estudios para el anlisis y reevaluacin de localizaciones exploratorias y estudios de plays.

En el ao 2005, se realiz el levantamiento de 4,200 km2 de ssmica 3D Magno 3D, al sur del rea del CPP; estudios de procesamiento de datos de la zona norte; estudios de plays en la zona norte del CPP y un estudio de plays denominado Turbidtico-Halocintico. En el 2006 se realiza el procesamiento del cubo Magno.

En el 2007 se realiza el anlisis de plays Integral Delta del Bravo-Perdido II. En 2008 se realiza el estudio de plays Megacubo Integral Perdido (cubos ssmicos Mximo y Magno).

En el ao 2009 se lleva a cabo el estudio de plays del Cinturn Subsalino 2D y estudios de iluminacin ssmica del subsuelo y tectnica salina.

Como resultado de estas actividades se han identificado y definido plays terciarios, se cuenta con modelados geolgicos y geoqumicos regionales, se han identificado y registrado nuevas oportunidades exploratorias. Se cuenta con mapas de la distribucin y presencia de la roca almacn; se tiene una integracin regional de los plays productores en los E.U.A. Se generaron y aprobaron localizaciones, se ha fortalecido la cartera de oportunidades exploratorias. Se cuenta con un programa de localizaciones a perforar; se han realizado estudios de riesgo somero, anlisis de AVO, actualizacin de localizaciones y estudios de VCDSE.

Cuadro 1.2 Avances del proyecto Evaluacin del Potencial rea PerdidoConceptoUnidadReal al 31 dic 2009

Inversinmmpesosxxx

Pozos exploratoriosnmero0

Estudiosnmeroxxx

Reservas incorporadas mmbpce0

Reservas reclasificadasmmbpce0

c) Principales caractersticas del proyecto documentado en la cartera vigente

Debido a que el proyecto rea Perdido se encuentra englobado dentro de la parte de exploracin del proyecto Cantarell, no existe detalle individual del proyecto rea Perdido en los diversos documentos anlisis costo y beneficio del proyecto Cantarell.

d) Explicacin de las diferencias en su caso, entre el proyecto registrado en la Cartera vigente de la Secretara de Hacienda y Crdito Pblico (SHCP) y el proyecto presentado a la Comisin.

Dado que no se tiene registrado individualmente ante la SHCP el proyecto rea Perdido por estar integrado al proyecto Cantarell, a continuacin solo se muestran las metas fsicas, volumtricas e inversiones del proyecto documentadas para las asignaciones petroleras, cuadro 1.3.

Cuadro 1.3 metas fsicas, volumtricas y presupuesto asociado.ConceptoPropuesta incremental

Inversin (mmpesos)1,131,296

Gasto de operacin (mmpesos)462,269

Produccin de aceite acumulada (mmb)4,399

Produccin de gas acumulada (mmmpc)4,432

Pozos a perforar exploratorios (nmero)66

VPI (mmpesos)226,892

VPN antes de impuestos (mmpesos)200,935

VPN despus de impuestos (mmpesos)29,952

Precio del aceite (usd/b)74.1

Precio del gas (usd/mpc)6.0

Tipo de cambio (pesos por dlar)13.77

Pesos de:2010

Ao base de indicadores2011

Periodo del proyecto2011-2059

e) Factores crticos del xito del proyecto describiendo adems los indicadores de desempeo a ser utilizados para medirlo.

Los factores crticos del proyecto se asocian principalmente a la calidad de la informacin geolgica-geofsica disponible y a la actualizacin de los modelos geolgicos a partir de los resultados de los pozos exploratorios a perforarse y a la disponibilidad de los recursos presupuestales documentados en la cartera.

Los indicadores del desempeo del proyecto corresponden a: Volumen de recursos prospectivos a evaluar Costo de descubrimiento

f) Responsables de las principales componentes del proyecto

El proyecto rea Perdido se encuentra bajo la coordinacin del Activo de Exploracin Golfo de Mxico Norte, siendo el lder actual del proyecto el Ing. Jos Trinidad Martnez Vzquez.

2. Descripcin tcnica del proyecto

2.1. Marco geolgico

2.1.1. Ubicacin geolgica

Geolgicamente se ubica en la cuenca del Golfo de Mxico abarcando parte del talud continental y parte de la planicie abisal. Limita hacia el oeste con la porcin costa afuera de la Cuenca de Burgos, al sur con la provincia Cordilleras Mexicanas y al norte con la parte norteamericana de la Faja Plegada Perdido, figura 2.1.

Figura 2.1 Ubicacin geolgica del proyecto rea Perdido.

2.1.2. Marco tectnico

El proyecto est conformado por dos zonas distintivas en funcin de las caractersticas geolgicas y de geomorfologa submarina: Cinturn Plegado Perdido y Cinturn Subsalino.

El Cinturn Subsalino se ha interpretado como una zona de compresin moderada con cuerpos salinos intrusionados tanto concordantes como discordantes a la estratificacin, bajo las cuales pueden existir estructuras subsalinas asociadas a culminaciones estructurales del basamento y a ncleos de sal autctona, que pudieran estar parcialmente asociadas a los alineamientos estructurales del Cinturn Plegado Perdido.

El Cinturn Plegado Perdido es un conjunto de estructuras compresionales limitadas por fallas inversas, con direccin de NNE SSW, que se disponen desde el talud continental del sur del estado de Texas en los Estados Unidos de Norte Amrica y se prolongan hacia aguas territoriales de Mxico por aproximadamente 200 km, (figura 2.2).

Figura 2.2 Elementos tectnicos del proyecto rea Perdido.

Las interpretaciones demuestran que las partes culminantes de las estructuras ms pronunciadas han sido erosionadas y cubiertas por sedimentos del Mioceno Medio y Superior, que continan deformndose en la actualidad, figura 2.3.

Figura 2.3 Estilos estructurales del proyecto rea Perdido.

Estos alineamientos revisten una importancia econmica relevante ya que en la porcin norteamericana de estas estructuras se han descubierto los campos de aceite Tiger, Trident y Great White en aguas profundas (Meyer, 2005 y BP Press announcement, 2009).

2.1.3. Marco estratigrfico-sedimentolgico

La columna estratigrfica presente en el proyecto rea Perdido vara en edad del Jursico al Reciente. La disposicin de las unidades estratigrficas vistas a travs de una seccin ssmica semi-regional del Cinturn Plegado Perdido en territorio mexicano, se presenta en la figura 2.4. En la parte inferior de la seccin ssmica se aprecian cuerpos de sal autctona sobre los que descansa la columna sedimentaria del Jursico Superior al Reciente.

Columna de aguaRelleno sedimentarioOligocenoEoceno SuperiorEoceno InferiorPaleocenoCretcicoJursicoBasamentoSalNota: La ssmica usada es prestack, es una unin de la ssmica del cubo Maxim-3D con la ssmica 2D, correspondiente a las lneas CP96_N-124, CP96_N-125 y CP_526-45, respectivamente. El pozo Baha-2 tiene una proyeccin de 7128.1 metros.12000400050006000700080009000100001100011.16 KmBaha-2Diamond Black -1 proy. 12723 metrosAftica proy. 1480 metros29.5 km27.1 km43.03 km62.13 km66.14 kmNWSESWNENWSESWNESWNESENWPEP-1900012000400050006000700080001000011000

Figura 2.4 Seccin ssmica 2D del Cinturn Plegado Perdido.

El marco estratigrfico del proyecto abarca en edad, del Jursico al Holoceno, figura 2.5. Las caractersticas litolgicas de las rocas del Jursico y Cretcico Inferior hasta ahora son desconocidas, se infiere por asociacin con otras provincias geolgicas contiguas de la plataforma continental, que las rocas del Jursico Superior podran consistir en terrgenos clsticos y carbonatos de aguas someras.

Durante la perforacin del pozo Baha-2 se cort una secuencia de 823 m de rocas del Cretcico (Albiano-Maestrichtiano), de ambientes de aguas profundas. Las rocas ms profundas atravesadas consisten en margas intercaladas con estratos de lutitas de edad indiferenciada. El Albiano-Cenomaniano est representado por una secuencia de margas, areniscas y lutitas.

El Campaniano-Santoniano consiste de una secuencia predominantemente arcillosa con intercalaciones de limolita y un paquete grueso de areniscas en su base. La parte superior de la columna cretcica consiste en un paquete de 204 metros de espesor de calizas del Maestrichtiano y Campaniano Superior.

La secuencia del Palegeno en la localidad del Pozo Baha-2 est representado por los equivalentes en aguas profundas de las unidades estratigrficas de la costa del Golfo de Mxico: Midway, Wilcox, Claiborne, Jackson, Vicksburg y Fro.

La unidad equivalente a Midway consiste en una secuencia predominantemente arcillosa de 105 metros de espesor. La unidad equivalente a la formacin Wilcox tiene un espesor total de 1,368 metros, de los cuales el 47% corresponde a areniscas y el restante a limolitas y lutitas.Dentro de esta unidad se diferencian dos miembros: el miembro Wilcox Inferior que incluye a su vez en su base, un cuerpo de areniscas de 316 metros de espesor, llamado Whopper y un cuerpo de lutitas en su parte superior, de 173 metros de espesor, denominadas Big Shale.

El miembro Wilcox Superior consiste de un potente paquete de 878 metros de espesor, constituido por importantes cuerpos de areniscas separados por estratos de lutita y limolita.

Para la historia de depsito de la Formacin Wilcox se han postulado dos episodios de depsito de fuerte influjo de sedimentos hacia la cuenca, separados por una etapa de menor influencia. La primera etapa ocurri durante el Paleoceno tardo (Thanetiano) y el cauce predominante fue el del ro Houston; la segunda etapa fue en el Eoceno temprano (Ypresiano), dominando el cauce del Ro Bravo. El episodio intermedio ocurri entre el Thanetiano tardo y el Ypresiano temprano depositndose un importante y continuo paquete de lutitas que constituye un marcador muy til para separar las dos influencias que se presentan en la Formacin Wilcox. A este paquete divisor se le conoce como Big Shale.

El equivalente en aguas profundas del Grupo Claiborne consiste en estratos de areniscas y lutitas. En el registro de rayos gama del Pozo Baha-2 de la figura 2.5, se observa un paquete con un comportamiento tpico de areniscas que equivale en tiempo al Grupo Claiborne. Por las condiciones que debieron prevalecer durante el depsito de estas areniscas, se postula que se trata tambin de complejos de canales turbidticos apilados conformando un play potencial.

Las rocas equivalentes a las formaciones Jackson, Vicksburg y Fro incluyen numerosos estratos de arena intercalados con lutitas y limonitas. Esta seccin del Oligoceno representa el paquete con la mayor influencia del dominio del Ro Bravo en la cuenca del Golfo de Mxico durante el Palegeno. Las Formaciones Vicksburg y Fro contienen plays importantes en el sur de Texas y en la cuenca de Burgos. Similarmente, las rocas del Mioceno al Holoceno estn constituidas por estratos delgados de areniscas, limonitas y lutitas.

Figura 2.5 Columna geolgica tipo del proyecto rea Perdido.

2.2. Descripcin de los plays

La perforacin de los pozos Baha, Trident y Great White en la porcin americana y la informacin geolgica-geofsica disponible en el proyecto, han permitido definir varios plays con una extensin regional, las caractersticas se resumen en la figura 2.6.

Figura 2.6 Esquema de plays terciarios del proyecto rea Perdido.

2.2.1. Elementos del sistema petrolero

Bajo la premisa que el sistema petrolero es el conjunto de elementos (roca generadora, almacn, sello, trampa) y procesos geolgicos (formacin de la trampa, generacin, migracin y acumulacin de hidrocarburos) crono espacialmente interdependientes, los cuales constituyen la unidad funcional bsica requerida por las cuencas sedimentarias para la formacin de yacimientos de hidrocarburos, en el proyecto rea Perdido se dividieron un subsistema generador Mesozoico y otro almacenador Cenozoico de hidrocarburos.

Play areniscas Wilcox.

Subsistema generador

El subsistema generador se define por la roca generadora y el tipo de hidrocarburos esperado. En el rea del proyecto se definen 2 rocas generadoras carbonatadas arcillosas de hidrocarburos, una de edad Jursico Superior y otra del Cretcico Cenomaniano-Turoniano. El tipo de kergeno inferido por correlacin es de tipo II, precursor de aceite y gas.

Riqueza del contenido orgnico de la roca generadora

En el rea del proyecto la presencia de la roca generadora se ha inferido por las emanaciones de hidrocarburos descubiertas con ayuda de la interpretacin de chimeneas de gas mediante ssmica y el muestreo-anlisis geoqumico de sedimentos del lecho marino, as como por la presencia de campos productores de aceite en el talud continental ubicado inmediatamente al norte del rea del proyecto, figura 2.7.

Figura 2.7 Mapa de emanaciones superficiales y campos productores de hidrocarburos en el rea y alrededores del proyecto rea Perdido, indicando la presencia de roca generadora.

Con los datos geoqumicos disponibles de pozos y muestras del lecho marino se realiz una correlacin de biomarcadores (terpanos y esteranos) de los aceites y bitmenes, cuyo resultado indica que el aceite extrado (bitumen) de los ncleos de sedimentos del fondo marino en la porcin mexicana del Cinturn Plegado Perdido proviene de una roca generadora arcillosa de ambiente subxico anloga a las rocas del Turoniano cortadas por el pozo Baha-2.

Referente a la presencia de rocas generadoras del Jursico Superior se cuenta con datos de RockEval de las mismas obtenidas en el pozo Norton-1, ubicado en el lado americano del Golfo de Mxico. Aqu se detectaron valores de carbono orgnico total (COT) hasta de 12% y un alto contenido de hidrocarburos potenciales de casi 70 mgHC/g roca, representando un potencial generador excelente, figura 2.8.

Figura 2.8 Riqueza orgnica de las rocas generadoras del Jursico Superior en el pozo Norton-1 (GB0754001), ubicado en el sector americano de Garden Banks al NE del Cinturn Plegado Perdido.

Tipo de hidrocarburo esperado

En el rea del proyecto se han realizado muestreos de fondo marino enfocados a evaluar las emanaciones potenciales de hidrocarburos lo cual ha permitido determinar geoqumicamente la presencia de hidrocarburos en los ncleos de piso marino recuperados, definindose un sistema petrolero activo con fluidos del tipo aceite ligero y gas. Los pozos Great White, Tobago, Silvertip y Trident en la porcin estadounidense del Cinturn Plegado Perdido han descubierto acumulaciones de aceite en arenas del Eoceno Inferior y Oligoceno. Por lo tanto, el tipo de hidrocarburos esperados es aceite ligero en reservorios palegenos.

Madurez termal de la roca generadora

Con relacin a las caractersticas de madurez trmica de las rocas generadoras se tiene nicamente la recopilada del pozo Baha-2, donde los estudios de RockEval indican la presencia de rocas arcillosas generadoras desde el Albiano hasta el Coniaciano con valores de buenos a excelentes de carbono orgnico total (COT=1-5%) de una mezcla de kergenos II-III (IH=200-600 mgHC/gCOT)) trmicamente maduros (Tmax = 435C) precursores de aceite y gas, respectivamente.

Las relaciones de Pristano/Fitano obtenidas a travs de la cromatografa de gases de los extractos de las rocas generadoras cretcicas y los aceites saturantes de las areniscas terciarias del pozo Baha-2 no correlacionaron, indicando facies siliciclsticas de ambiente subxico para los extractos autctonos del Cretcico y carbontico anxicas para los aceites alctonos del reservorio Terciario, figura 2.9.

Figura 2.9 La columna geolgica se apoya con un registro compuesto de rayos gamma y resistividad mostrando las diferentes litologas. A la derecha se presentan registros geoqumicos ajustados en profundidad a la columna donde se aprecia que las lutitas del Albiano-Coniaciano son potencialmente generadoras de hidrocarburos por su riqueza orgnica (COT=1-5%, IH=200-600 mgHC/g COT) y madurez trmica (Tmax=435C). En la extrema derecha se muestran los valores de Pristano/Fitano registrados en los bitmenes extrados de las rocas generadoras cretcicas y almacenadoras terciarias, no mostrando correlacin.

Sobre esta base, se definieron 2 rocas generadoras potenciales de hidrocarburos portadoras de un kergeno tipo II precursor de aceite y gas, cuyas caractersticas geoqumicas de riqueza y calidad orgnicas fueron consideradas en el modelado del sistema petrolero, cuadro 2.1.

Cuadro 2.1 Caractersticas geoqumicas promedio de la riqueza y calidad orgnicas de las rocas generadoras del Cinturn Plegado Perdido.Atributos roca generadora para modeladoCarbono orgnico total(COT, %)ndice de hidrgeno(IH, mgHC/gCOT)Espesor(m)

Cretcico Turoniano345075

Jursico Superior5600200

Actualmente las rocas generadoras jursicas se encuentran trmicamente maduras, correspondiendo su grado de madurez a la ventana de generacin de aceite en la porcin occidental del rea y a la ventana de gas hmedo hacia el oriente. Al mismo tiempo las rocas generadoras estn en la ventana de generacin de aceite por toda el rea, figura 2.9.

Figura 2.9 Modelo actual de la madurez trmica de las rocas generadoras del Jursico Superior y Cretcico (Cenomaniano Turoniano) y su relacin con los cierres estructurales del Cinturn Plegado Perdido.

Eficiencia de la expulsin de aceite/gas

El modelado de la evolucin de la madurez trmica actual de las rocas generadoras del Jursico Superior en la porcin oriental del Cinturn Plegado Perdido indica que stas entraron a la ventana de generacin de aceite - Ro=0.6% a finales del Eoceno, alcanzando el pico de generacin Ro=0.9% en el Mioceno Temprano, alcanzando a finales del Mioceno Tardo la ventana de generacin de gas hmedo - Ro=1.3% (figura 2.11).

Figura 2.11 Historia de la madurez trmica de las rocas generadoras jursicas.

Sobre estas bases se llev a cabo el modelado 2D de la generacin y migracin de hidrocarburos del rea oriental de Maximino, usando la cintica de Burnham para kergeno tipo II y obtenindose como resultado en el anticlinal correspondiente para el momento actual acumulaciones de hidrocarburos (aceite-75%, gas-25%) en las areniscas del Eoceno Inferior y Oligoceno. Dicha estructura se interpreta que se form durante el evento diaprico salino a finales del Oligoceno, teniendo de esta manera buena sincrona con los procesos de generacin y migracin de hidrocarburos, figura 2.12.

Figura 2.12 Modelo 2D actual de la generacin-migracin-acumulacin de hidrocarburos de la porcin oriental del Cinturn Plegado Perdido.

Subsistema almacenador

Las rocas susceptibles de almacenar hidrocarburos son fundamentalmente areniscas turbiditicas de ambientes marinos profundos (sistemas complejos de canales, abanicos de pie de talud y piso de cuenca), de edad equivalente a la formacin Wilcox en facies canalizadas y laminares de pie de talud. Su rango de porosidades vara de 16 a 28 % y su espesor neto de 20 a 140 m.

Estas rocas incluyen secuencias arcillo-arenosas depositadas por corrientes de turbidez en sistemas de complejos de canales y sbanas de arena (sheet sands), figura 2.13.

Figura 2.13 Descripcin del modelo sedimentario del Eoceno Inferior Wilcox, su respuesta de amplitud del campo Great White y su relacin con la localizacin Magnnimo y oportunidades exploratorias en la parte mexicana del Cinturn Plegado Perdido.

Los sistemas de depsito presentes en el rea Perdido durante el Terciario corresponden principalmente a tres tipos de ambiente: de talud, turbidtico y de piso de cuenca, los procesos presentes en estos ambientes estn influenciados por las corrientes de turbidez provenientes de la parte alta del talud, y por otro, las corrientes del fondo ocenico que redistribuyen los sedimentos una vez depositados en el pie del talud.

Las principales fuentes alimentadoras de sedimentos en estos ambientes son definidos principalmente por caones y canales submarinos a travs de los que ocurre erosin, transporte y dispersin de sedimentos.

Las litofacies presentes son arenas turbidticas laminares o masivas y facies canalizadas (abanico de rotura, desborde y rellenos de canal). Las arenas masivas por lo general, estn intercaladas con limolitas y arcillas hemipelgicas depositadas en suspensin, figura 2.14.

Figura 2.14 Descripcin del modelo sedimentario del Eoceno Inferior Wilcox y su respuesta de amplitud en la localizacin Maximino-1, destacando las facies canalizadas, desborde de canal y sistema de canales amalgamados.

En la figura 2.15 se muestra una imagen de descomposicin espectral perteneciente al campo Trident del Eoceno Wilcox, donde se describen canales arenosos con orientacin NE-SW, se infiere que la direccin de aporte cambia por corrientes del fondo marino, siendo sus principales alimentadores los ancestros de los ros del sureste de Texas

Figura 2.15 Descripcin del modelo sedimentario del Eoceno Inferior Wilcox, aplicando descomposicin espectral, el cual nos define las facies canalizadas tocadas por los pozos del campo Trident.

Trampa

La geometra ms comnmente desarrollada consiste en potenciales trampas limitadas por fallas inversas. Estas estructuras compresivas se interpretan como pliegues de despegue con presencia de bandas de cizalla o bandas kink, las cuales evolucionan en la mayora de los casos a fallas, actuando stas como mecanismos de crecimiento de los pliegues, figura 2.16.

Figura 2.16 Sistemas de trampas anticlinales limitadas por fallas inversas en el Cinturn Plegado Perdido.

Trampas de expulsin (pop-up structures) que se definen como pliegues suaves de primer orden, que presentan una desarmona interna inducida por dos zonas de despegue, la cual form dos estructuras de segundo orden independientes entre s, figura 2.17, constituyendo dos trampas principales:

La trampa superior se define por un pliegue simtrico fallado por despegue, formando una estructura tipo pop-up, figura 2.17 (a), la cual presenta dos cierres contra falla inversa y dos cierres propios por terminacin periclinal conteniendo a los objetivos Oligoceno Inferior y Eoceno Medio-Superior y la trampa inferior se define por la presencia de dos estructuras anticlinales figura 2.17 (b), donde el anticlinal oriental presenta en su base una cua de falla, mientras que el anticlinal occidental presenta un cierre propio y hacia su parte basal se ubica una falla inversa.

Figura 2.17 Trampas tipo pop-up identificadas en la estructura de Aftica.

Trampas formadas por pliegues de despegue que se caracterizan por ser buenas trampas estructurales con altas posibilidades de contener hidrocarburos, podran presentar problemas de migracin al no tener fallas que conecten con la roca generadora. Esta clase de trampas se encuentran en la zona sur del Cinturn Plegado Perdido, rea del cubo Magno 3D; como se observa en la figura 2.18.

Figura 2.18 Trampa estructural formada por un pliegue de despegue con propagacin de falla en el limbo frontal.

Trampas asociadas a pliegues tipo Break Thrust Detachment. Estas trampas al igual que las de anticlinal simple estn asociadas a un despegue y se caracterizan por ser trampas estructurales efectivas. La conexin con la roca generadora es a travs de una falla inversa que desarrolla un plano de bajo ngulo en la base y termina hacia la parte superior en forma de plano de falla subvertical o de alto ngulo. Los planos de falla comnmente conforman rutas de migracin para los hidrocarburos, figura 2.19.

Figura 2.19 Trampas estructurales tipo Break Thrust Detachment, identificadas dentro del cubo Magno 3D.

Las trampas subsal actualmente estn tomando gran importancia por su potencialidad para retener hidrocarburos, dado el efecto de techo impermeable que le otorga la cobertura de masa salina. En el rea oeste del Cinturn Plegado Perdido se han visualizado este tipo de trampas, figura 2.20.

Figura 2.20 Oportunidad subsalina, visualizada en la zona SW del Cinturn Plegado Perdido.

Sello

Con la informacin ssmica actualmente disponible se considera que las trampas del proyecto rea Perdido estn protegidas por sellos de alta impedancia (en el sentido de Demaison y Huizinga, 1989, Genetic Classification of Petroleum Basins), los cuales estn conformados por secuencias arcillosas de grandes desarrollos de espesor y fundamentalmente en las reas de influencia de sal alctona, esta constituye un sello perfecto cuando no est afectada por rupturas o fallas.

Las rocas sello ms efectivas, principalmente por su espesor, son las lutitas ampliamente extendidas situadas inmediatamente arriba de la cima de las areniscas Wilcox. Tal es el caso de un cuerpo de lutitas de 110 metros de espesor identificado en el pozo Trident-1 que sobreyace la cima de la unidad Wilcox.

En la figura 2.21 se muestra un modelo esquemtico de las capas sellantes asociadas a las estructuras compresionales visualizadas en proyecto rea Perdido. Igualmente se ilustra una estimacin de la magnitud de la columna de hidrocarburos que podra ser soportada por las rocas sello reconocidas con la informacin ssmica disponible.

Figura 2.21.- Esquema de los posibles tipos de mecanismos que controlan la eficiencia del sello mecnico superior.

Sincrona, migracin y preservacin

En relacin a la sincronizacin de los eventos de generacin - expulsin preservacin en la zona del proyecto rea Perdido, se asume que el inicio de la estructuracin por compresin y halokinesis ocurri en el Oligoceno Temprano (36 a 30 millones de aos). Sin embargo, el proceso deformante se ha prolongado en algunas partes hasta el tiempo presente. La interpretacin geolgica indica que existi un fenmeno de mxima intensidad de compresin al final del Oligoceno.

Por otro lado, las partes culminantes de las estructuras ms altas han sido erosionadas y posteriormente cubiertas por sedimentos del Mioceno Medio y Tardo, que a su vez han continuado deformndose. Los pliegues resultantes de la compresin del Oligoceno tienen fallas inversas generalmente en el flanco frontal. Se considera que dichas fallas han proporcionado las vas de migracin principales del sistema porque se desarrollan desde la base de las estructuras hasta las capas superiores correspondientes al Mioceno, conectando rocas generadoras con rocas almacenadoras.

La figura 2.22 ilustra una seccin extrada del modelo de cuencas 3D con las ventanas de madurez al momento actual. La seccin pasa por la estructura de Maximino-1 y llega a la zona no deformada al oriente de la cuenca. En esa misma figura se ilustra que cualquier nivel oleogenerador pre-Cretcico ubicado en la cuenca ha pasado por la ventana de generacin de hidrocarburos o est actualmente en esa zona termobrica. De igual manera, los horizontes ms profundos estn en el extremo inferior de la ventana de generacin de aceite.

Dentro de las estructuras los niveles oleogeneradores del Jursico Superior y de la base del Cretcico, estn entre el inicio y la mxima generacin de aceite.

Figura 2.22 Seccin que muestra la distribucin actual de las ventanas de madurez trmica.

La figura 2.23 muestra las curvas de sepultamiento y las ventanas de madurez en dos puntos seleccionados de la seccin. De acuerdo al modelo, en Maximino-1, las rocas jursicas han expulsado petrleo desde hace 24 millones de aos y actualmente estn en condiciones de seguir hacindolo; mientras que en la cuenca (pseudo pozo-1) el sepultamiento permiti que se generaran hidrocarburos a partir de rocas jursicas desde hace 38 millones de aos y actualmente se encuentran generando gas.

Este modelo no incluye una simulacin dinmica que incorpore el proceso de deformacin, debe considerarse entonces que los aceites generados alrededor de las estructuras durante la parte superior del Palegeno y durante todo el Negeno cargaron las trampas.

Figura 2.23 Representacin de zonas de generacin de aceite en funcin del efecto trmico de sepultamiento.

El tiempo ms favorable para la generacin-migracin-acumulacin de hidrocarburos (momento crtico en el sentido de Magoon, 1988), se ubica en alguna parte dentro del Mioceno InferiorMedio, cuando todos los horizontes generadores se encontraban en la mxima generacin de aceite en la cuenca y las estructuras afalladas contiguas estaban formadas. La figura 2.24 ilustra la estimacin de la sincrona en el rea.

Figura 2.24 Tabla de sincronizacin de eventos del sistema petrolero.

Play areniscas Whoppe

La descripcin detallada de los elementos del sistema petrolero (subsistema generador, subsistema almacenador, trampa, sello, sincrona migracin y preservacin) se comentan en el play areniscas Wilcox

Subsistema generador

Rocas arcillo carbonatadas, depositadas en un ambiente subxico, del Jursico Superior Oxfordiano Tithoniano. No se descarta la posibilidad de que los cuerpos arcillo carbonatados del Barremiano-Turoniano y del Eoceno estn participando activamente.

Subsistema almacenadorAreniscas turbidticas de edad equivalente a la formacin Wilcox del Paleoceno Superior en facies predominantemente laminares de pie de talud. Su rango de porosidades vara de 12% a 18% y su espesor neto de 45 a 150 m.

Trampa

El tipo de trampa.- es combinada, asociada a prominentes cierres estructurales en cuatro direcciones o en cierre contra falla.

Sello

Las rocas sello ms efectivas, principalmente por su espesor, son las lutitas ampliamente extendidas situadas inmediatamente arriba de la cima de las areniscas Whopper. Tal es el caso de un cuerpo de lutitas Big Shale de 150 metros de espesor identificado en el pozo Trident-1. Dentro de estas rocas se observan algunas interdigitizaciones de estratos delgados de areniscas. Otros objetivos petroleros en el rea Perdido en territorio mexicano, de naturaleza hipottica, son los siguientes:

Play areniscas Eoceno Superior.

La descripcin detallada de los elementos del sistema petrolero (subsistema generador, subsistema almacenador, trampa, sello, sincrona migracin y preservacin) se comentan en el play areniscas Wilcox

Subsistema generador

Rocas arcillo carbonatadas, depositada en un ambiente subxico, del Jursico Superior Oxfordiano Tithoniano. No se descarta la posibilidad de que los cuerpos arcillo carbonatados del Barremiano-Turoniano y del Eoceno estn participando activamente.

Subsistema almacenador

Areniscas turbidticas del Eoceno Superior en facies predominantemente laminares de pie de talud. Su rango de porosidades vara de 13 a 28 % y su espesor neto de 10 a 144 m.

Trampa

El tipo de trampa.- es combinada, asociada a prominentes cierres estructurales en cuatro direcciones o en cierre contra falla.

Sello

Existen cuerpos de lutitas intercalados con los de areniscas que podran funcionar como importantes sellos; sin embargo, el grado de compacidad de las lutitas y el hecho de que las rocas del Eoceno Superior estn afectadas por fallamiento normal en las crestas de los anticlinales donde se planea perforar los pozos exploratorios, hacen del sello en este objetivo petrolero el principal factor de riesgo.

Play areniscas Oligoceno Inferior

La descripcin detallada de los elementos del sistema petrolero (subsistema generador, subsistema almacenador, trampa, sello, sincrona migracin y preservacin) se comentan en el play areniscas Wilcox

Subsistema generador

Rocas arcillo carbonatadas, depositada en un ambiente subxico, del Jursico Superior Oxfordiano Tithoniano. No se descarta la posibilidad de que los cuerpos arcillo carbonatados del Barremiano-Turoniano y del Eoceno estn participando activamente.

Subsistema almacenador

Areniscas turbidticas del Oligoceno Inferior en facies predominantemente laminares de pie de talud. Su rango de porosidades vara de 13 a 28 % y su espesor neto de 10 a 110 m.

Trampa

El tipo de trampa.es combinada, asociada a prominentes cierres estructurales en cuatro direcciones o en cierre contra falla.

Sello

Existen cuerpos de lutitas intercalados con los de areniscas que podran funcionar como importantes sellos, sin embargo el bajo grado de compacidad de las lutitas y el hecho de que las rocas del Oligoceno Inferior estn afectadas por intenso fallamiento normal en las crestas de los anticlinales donde se planea perforar los pozos exploratorios, hacen del sello en este objetivo petrolero el principal factor de riesgo.

2.3. Descripcin de las reas del proyecto

Considerando una serie de criterios econmico-geolgico-petroleros relevantes, entre los cuales destacan el valor econmico, el tamao del recurso prospectivo, tipo de hidrocarburo, la probabilidad geolgica (o el riesgo), tirante de agua, la condicin de las oportunidades y las restricciones ecolgicas en el proyecto rea Perdido, se definieron 2 reas: el Cinturn Plegado Perdido y el Cinturn Subsalino, de estas, se seleccion como la ms atractiva: el Cinturn Plegado Perdido.

2.3.1. Oportunidades exploratorias

Las oportunidades exploratorias que corresponden al rea del proyecto se muestran en el cuadro 2.2

Cuadro 2.2 Oportunidades exploratorias del proyecto.reas del proyectoNo. de oportunidades

Cinturn Plegado Perdido66

2.3.2. Probabilidad de xito geolgico y comercial

A continuacin se muestra el cuadro 2.3 con los rangos de probabilidades

Cuadro 2.3 Probabilidades geolgicas y comerciales.reas del proyectoProbabilidad de xito geolgico (%)Probabilidad de xito comercial (%)

Cinturn Plegado Perdido14 - 6612-56

2.3.3. Volumen prospectivo

Los volmenes prospectivos sin riesgo en el rea del proyecto rea Perdido, se muestran en el cuadro 2.4

Cuadro 2.4 Distribucin del volumen prospectivo.reas del proyectoVolumen prospectivo

mmbpce

Cinturn Plegado Perdido17,865

2.3.4. Reservas a descubrir

En el cuadro 2.5 se muestran los recursos prospectivos a evaluar.

Cuadro 2.5 Recursos prospectivos a evaluar.reas del proyectoRecursos prospectivos a evaluarmmbpce

Cinturn Plegado Perdido5,249

3. Estrategia exploratoria

3.1 Descripcin de alternativas

Opcin 1

Esta opcin corresponde a la alternativa seleccionada, considera en el corto y mediano plazos la exploracin de aceite ligero en las grandes estructuras del Cinturn Plegado Perdido y, alternativamente en el mediano y largo plazos una vez que se resuelva el problema de la iluminacin subsal, tambin se plantea realizar actividades encaminadas a evaluar importantes volmenes de aceite y gas en el rea del Cinturn Subsalino.

Para el rea Cinturn Plegado Perdido, la estrategia considera inicialmente la perforacin de 3 pozos exploratorios con objetivos terciarios en busca de trampas susceptibles de contener acumulaciones comerciales de hidrocarburos con caractersticas semejantes a las encontradas en la porcin norteamericana del Golfo de Mxico Profundo.

La opcin 1 tiene el enfoque de una exploracin de bajo riesgo, debido a que dos de los campos descubiertos en la porcin estadounidense del rea Perdido (Trident y Great White) se localizan a no ms de 10 km de la frontera con Mxico y forman parte de los alineamientos estructurales transfronterizos denominados Cinturn Plegado Perdido.

La primera etapa de perforacin exploratoria en el rea se tiene programada en el periodo 2011-2013. En el caso de tener xito en por lo menos una de las 3 primeras localizaciones propuestas, parte del proyecto entrara a la etapa de incorporacin de reservas y la evaluacin del potencial continuara con las localizaciones en cartera clasificadas como dependientes en el periodo 2014-2015.

En lo que corresponde al rea del Cinturn Subsalino, sta cuenta solamente con informacin ssmica bidimensional y muestreo de fondo marino, sin embargo es de alta importancia porque se asume con base en el conocimiento actual, que esta zona es la continuacin hacia el sur, de los grandes alineamientos estructurales del play subsalino en el sector norteamericano, donde se han descubierto yacimientos gigantes de aceite por debajo de los mantos salinos, en la zona costa afuera de los estados de Texas y Louisiana. Explorar el Cinturn Subsalino como parte de esta opcin es una estrategia para el mediano y largo plazos.

La informacin ssmica 2D con la que se cuenta en el Cinturn Subsalino es de regular a mala calidad debido a la interferencia de cuerpos salinos, esto complica la interpretacin geolgica, dada la complejidad estructural y estratigrfica que introduce la tectnica salina, es por ello que se requieren: (1) la adquisicin de ssmica 3D de azimut amplio (Wide azimuth) para iluminar ssmicamente zonas debajo de la sal, (2) el procesado especial de migracin en profundidad antes de apilar de los datos ssmicos tridimensionales, (3) estudios geolgicos y geofsicos que apoyen a la definicin de los objetivos que se encuentran subyaciendo a los grandes cuerpos salinos, y (4) la interpretacin de las trampas que consideren la continuidad de las grandes estructuras que han sido perforadas en la porcin americana y que han resultado productoras, para que sea factible realizar una mejor estimacin de recursos prospectivos y probabilidades geolgicas.La opcin 1 comprende el levantamiento de 33,785 km de ssmica 3D[footnoteRef:1], la perforacin de 66 pozos exploratorios y la realizacin de 116 estudios de diferentes disciplinas de geociencias en un periodo de 29 aos (2011-2039). Asimismo, se proyecta evaluar un recurso potencial medio de 5,249 mmbpce, con una inversin exploratoria total de 165,883 mmpesos de los cuales 164,833 mmpesos corresponden a inversin estratgica y 1,050 mmpesos a inversin operacional. El valor presente neto antes de impuestos es de 200,935 mmpesos con un ndice de utilidad de 0.89 peso/peso. [1: La cobertura de ssmica 3D en relacin al rea total del proyecto es mayor debido a la superposicin de 3D convencional y Wide Azimuth.]

Opcin 2

Para la opcin 2, la estrategia considera evaluar el potencial petrolero del proyecto rea Perdido en el corto y mediano plazos mediante una campaa intensiva de perforacin exploratoria. En la proyeccin intervienen oportunidades identificadas y oportunidades del potencial adicional, estas ltimas generadas a partir de estudios de plays, mismas que se han valorado en el portafolio para el fortalecimiento del proyecto.

La perforacin exploratoria est planificada para evaluar las grandes estructuras reconocidas en los cubos ssmicos Magno 3D y Mximo 3D, que son los principales volmenes de informacin con que cuenta el rea del Cinturn Plegado Perdido, principalmente se tienen proyectado perforar aquellas localizaciones exploratorias ubicadas en tirantes de agua menores a 3,000 m, que de resultar exitosas generarn la factibilidad de continuar con la perforacin de estructuras muy atractivas en tirantes de agua mayores de 3,000 m.

Posteriormente a mediano y largo plazos se enfocara la perforacin en oportunidades del sector Cinturn Subsalino, donde se encuentran identificadas oportunidades con ssmica 2D.

Esta rea est en proceso de mejorar la recuperacin de seal ssmica por debajo de los cuerpos salinos a travs de estudios con la tecnologa wide azimuth, ya que actualmente con informacin bidimensional las dimensiones de las estructuras no estn enteramente definidas. Mejores datos ssmicos y la aplicacin de procesos especiales en el esquema del la opcin dos, permitirn una mejor estimacin de recursos y probabilidades de xito.

En esta opcin 2, se considera perforar 24 pozos exploratorios en un perodo de 15 aos (2011-2025) y evaluar un recurso prospectivo medio de 1,914 mmbpce, esta opcin incluye adquirir xxxxx km2 de ssmica 3D con la metodologa wide azimuth, realizar procesados ssmicos especiales como la migracin en profundidad antes de apilar (PSDM), con una inversin exploratoria total de 67,517 mmpesos de los cuales 66,569 mmpesos corresponden a inversin estratgica y 948 mmpesos a inversin operacional. El valor presente neto antes de impuestos es de 95,715 mmpesos con un ndice de utilidad de 0.90 peso/peso.

3.2 Estimacin de recursos prospectivos, ingresos, inversin y costos. Recursos, reservas e ingresos por localizacin, inversiones y metas fsicas para cada uno de los escenarios analizados

Opcin 1 (seleccionada)

Recursos prospectivos El riesgo y la incertidumbre de las variables geolgicas se representan por una distribucin de resultados esperados en los recursos a incorporar, la produccin de hidrocarburos que aportar el futuro desarrollo y los niveles de ingresos e indicadores econmicos. Es importante mencionar que estos resultados se obtienen mediante una evaluacin que se realiza utilizando mtodos de simulacin probabilistas.

En el caso especfico de la estimacin volumtrica, los factores de alta incertidumbre que podran afectar el volumen esperado son: porosidad, permeabilidad, espesor y saturacin de hidrocarburos, que se toman de la informacin geolgica existente.

Para la opcin 1, Los recursos prospectivos a evaluar con riesgo, ascienden a 5,249 mmbpce en su valor medio y el perfil respectivo se muestra en el cuadro 3.1.

Cuadro 3.1 Recursos prospectivos a evaluar, opcin 1, mmbpce.Recursos a incorporar201120122013201420152016201720182011-2026

p100004903226343,201

media2922662383183534132893545,249

p908047075887888909817228478,820

Los ingresos totales del proyecto, en la opcin 1, se muestran en el cuadro 3.2

Cuadro 3.2 Ingresos totales, opcin 1, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2059

P1000000003,1764,293,471

media000000012,8924,859,941

P90000000024,9145,613,897

Las estimaciones de inversiones de futuro desarrollo y costos operativos, para la opcin seleccionada, se muestran en los cuadros 3.3 y 3.4, respectivamente.

Cuadro 3.3 Inversiones futuro desarrollo, opcin 1, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2059

P100000006,96510,826810,071

media00000018,53029,005965,413

P9000000030,08550,9761,207,162

Cuadro 3.4 Costos operativos totales, opcin 1, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2059

P100000000271366,750

media00000001,282462,269

P9000000002,129478,042

Los recursos prospectivos con riesgo, as como los ingresos asociados a las oportunidades exploratorias programadas a perforarse en los primeros 5 aos se representan en el cuadro 3.5

Cuadro 3.5 Oportunidades exploratorias y sus recursos prospectivos asociados, opcin 1.AoOportunidades exploratoriasnmeroRecursos prospectivos mmbpceIngresos (2018-2059) mmpesos

20111292262,702

20121266239,802

20134238213,441

20144318249,942

20155353319,940

Las inversiones exploratorias requeridas por actividad, en la opcin 1 se muestran en el cuadro 3.6.

Cuadro 3.6 Inversiones exploratorias, opcin 1, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2026

Inversin exploratoria5,0493,9878,9509,72812,00414,43912,90716,721165,883

Estratgica5,0063,9438,8739,64111,89614,36312,85116,652164,833

Pozos3,3003,7418,4009,55711,39314,12012,72216,505161,232

Ssmica1,506201473845022431301473,402

Estudios2000000000200

Operacional444577871087655691,050

El programa de ejecucin de los estudios geolgicos y geofsicos se observa en el cuadro 3.7.

Cuadro 3.7 Programa multianual de los estudios geolgicos-geofsico.ConceptoUnidades201120122013201420152016201720182011-2039

Estudios geolgicosNmero67666654116

Estudios geofsicosNmero2222221116

Se estima una actividad fsica de perforacin de 66 pozos exploratorios en busca de nuevos yacimientos en el periodo 2011-2039, a nivel Cretcico y Terciario, cuadro 3.8.

Cuadro 3.8 Pozos exploratorios de incorporacin de reservas y delimitacin.ConceptoUnidades201120122013201420152016201720182011-2039

Pozos exploratoriosNmero1144554566

Opcin 2

Para la opcin 2, el volumen de recursos prospectivos a evaluar con riesgo asciende a 1,914 mmbpce en su valor medio, y el perfil anual se muestra en el cuadro 3.9.

Cuadro 3.9 Recursos prospectivos a evaluar, opcin 2, mmbpce.Recursos a evaluar201120122013201420152016201720182011-2026

P10000110000798

media292266183178471051091541,914

P908047074974411323102884323,738

Los ingresos totales del proyecto, en la opcin 2, se muestran en el cuadro 3.10.

Cuadro 3.10 Ingresos totales, opcin 2, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2059

P10000000001,519,295

media00000006,0401,823,164

P90000000011,4802,265,172

Las estimaciones de inversiones de futuro desarrollo y costos operativos, para la opcin 2, se muestran en los cuadros 3.11 y 3.12, respectivamente.

Cuadro 3.11 Inversiones futuro desarrollo, opcin 2, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2059

P1000000002,262224,062

media0000006,37117,057321,120

P9000000012,77235,701456,268

Cuadro 3.12 Costos operativos totales, opcin 2, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2059

P1000000000128,372

media0000000516154,095

P900000000981191,768

Los recursos prospectivos con riesgo, as como los ingresos asociados a las oportunidades exploratorias programadas a perforarse en los primeros 5 aos se representan en el cuadro 3.13

Cuadro 3.13 Oportunidades exploratorias y sus recursos prospectivos asociados, opcin 2.AoOportunidades exploratoriasnmeroRecursos prospectivos mmbpceIngresos (xxxx-xxxx) mmpesos

20111292263,136

20121266239,755

20131183164,062

20141178156,919

201514742,863

Las inversiones exploratorias requeridas por actividad, para la opcin 2, se muestran en el cuadro 3.14.

Cuadro 3.14 Inversiones exploratorias, opcin 2, mmpesos.Concepto201120122013201420152016201720182011-2025

Inversin exploratoria5,0493,9913,7464,0334,1453,8008,8997,67167,517

Estratgica5,0063,9473,6693,9464,0373,7248,8447,60266,568

Pozos3,3003,7463,1963,8633,5343,4828,7147,45562,967

Ssmica1,506201473845022431301473,402

Estudios2000000000200

Operacional44447786109765569948

El programa de ejecucin de los estudios geolgicos y geofsicos se observa en el cuadro 3.15

Cuadro 3.15 Programa multianual de los estudios geolgicos y geofsicos.ConceptoUnidades201120122013201420152016201720182011-2025

Estudios geolgicosNmero6766665474

Estudios geofsicosNmero2221231116

Se estima una actividad fsica de perforacin de 24 pozos exploratorios en el periodo 2011-2025, a nivel Cretcico y Terciario, cuadro 3.16.

Cuadro 3.16 Pozos exploratorios a perforar.ConceptoUnidades201120122013201420152016201720182011-2025

Pozos exploratoriosNmero1111113524

3.3 Criterios para seleccionar la mejor alternativa

Para la seleccin de la mejor alternativa se consideraron los siguientes criterios: Maximizar el valor econmico del proyecto. Obtener mayores niveles de recursos prospectivos a incorporar. Optimizar el costo de descubrimiento

Para realizar el anlisis, se construy una matriz de posicionamiento figura 3.1 que considera los siguientes criterios de seleccin: La rentabilidad (VPN/VPI), en el eje X, representa la maximizacin del valor econmico. El valor presente neto (VPN), en el eje Y, se relaciona directamente con el volumen y tipo de hidrocarburos que se espera descubrir y producir y representa el valor econmico del proyecto. El ms pronto descubrimiento de recursos prospectivos implica produccin ms temprana, lo que produce un mayor valor econmico de los ingresos como valor presente. Los recursos prospectivos a evalaur, en millones de barriles de petrleo crudo equivalente, son representados por el tamao de cada opcin.

Figura 3.1 Matriz de posicionamiento de las opciones de diseo del proyecto.

ConceptoUnidadOpcin 1 SeleccionadaOpcin 2

VPN/VPIpesos/pesos0.890.90

VPNmmpesos200,93595,715

Recursos prospectivosmmbpce5,2491,914

Para el segundo anlisis, se construy otra matriz de posicionamiento, figura 3.2 con los siguientes criterios: El costo de descubrimiento, en el eje X, representa la maximizacin de la inversin exploratoria en relacin al volumen de recursos prospectivos a evaluar. Los recursos prospectivos a evaluar, en el eje Y, se relacionan con los ingresos esperados. El VPN, que representa el valor econmico del proyecto, se visualiza con el tamao de cada opcin.

Figura 3.2. Matriz de posicionamiento de las opciones de diseo del proyecto

ConceptounidadOpcin 1SeleccionadaOpcin 2

Costo de descubrimientousd/bpce2.292.56

VPNmmpesos200,93595,715

Recursos prospectivosmmbpce5,2491,914

A partir de estos anlisis, se concluye que la opcin 1 presenta los mejores resultados en los criterios de seleccin, debido a que: Presenta un mayor valor econmico (VPN) en relacin a la opcin 2, siendo la rentabilidad (VPN/VPI) semejante en ambas opciones. Optimiza la inversin exploratoria a travs de un menor costo de descubrimiento. Evala un mayor volumen de recursos prospectivos.

4. Diseo de las actividades de exploracin

4.1 Adquisicin ssmica 2D, 3D y otros estudios

El programa de adquisicin ssmica 3D en el periodo 2011-2018 en la opcin 1 (seleccionada) permitir definir la continuidad hacia el sur, de los grandes alineamientos estructurales del play subsalino en el sector norteamericano donde se han descubierto yacimientos gigantes de aceite por debajo de los mantos salinos, en la zona costa afuera de los estados de Texas y Louisiana.

Dada la complejidad estructural y estratigrfica que introduce la tectnica salina, se requieren: (1) la adquisicin de ssmica 3D de azimut amplio (Wide azimuth) para iluminar ssmicamente zonas debajo de la sal, y (2) el procesado especial de migracin en profundidad antes de apilar los datos ssmicos tridimensionales, sern de gran utilidad para documentar nuevas oportunidades exploratorias que robustecern la cartera de localizaciones.

Se tiene considerado realizar 116 estudios geolgicos durante el desarrollo exploratorio de este proyecto tales como: estudios de sistemas petroleros, plays, de prospectos, prueba de prospectos y post-perforacin.

4.2 Tipos de equipos de perforacin

El proyecto rea Perdido requiere de perforacin de pozos exploratorios en tirantes de agua que van del orden de los 500 a 3,500 m. Para la perforacin en tirantes de tal magnitud se requiere la contratacin de plataformas semisumergibles con capacidad de ms de 10,000 pies y profundidades de perforacin bajo el piso marino mayores de 5,300 metros.

Las caractersticas generales con las que deben de contar estos equipos, se enlistan en el cuadro 4.1.

Cuadro 4.1 Caractersticas de los equipos de perforacin.Componente principalDescripcin

Torre de perforacin180 x 65 x 46, con una capacidad nominal bruta de 2,000,000 lbs, con corona tipo universal para 1,500,000 lbs

MalacateDe 4,000 HP para perforar hasta una profundidad de 30,000 pies, con freno auxiliar electromagntico y un freno para proteccin a la corona y al piso.

Bombas(4) Cuatro bombas de lodos Triplex de accin sencilla de 2,200 HP a 7,300 psi de trabajo.

Mesa RotariaDe 60 , con buje maestro (integral y seccionado) con capacidad mnima de 1,500,000 lbs

Polea Viajera y GanchoCon capacidad dinmica de 1,500,000 lbs

Unin GiratoriaCon capacidad dinmica de 1,500,000 lbs. Para 7300 psi de trabajo

Top DriveCon capacidad dinmica de 1,500,000 lbs, con capacidad de operacin de 150 a 210 rpm.

Sistema de compensador de movimiento verticalPara olas de 18 pies y tensin mnima de 1,000,000 lbs, abierto a un compensador activo integrado al malacate tipo AHC de 1,650,000 lbs o similar

Mltiple de estranguladorDe 3 1/16 para H2S de 15 psi mnimo.

R.O.VSistema de supervisin submarina. Potencia de 100 H.P. para operar en un tirante de agua de 10,000 pies (3,000 m).

Aparejo de preventoresSubmarino de 18 , 15,000 psi para operacin en ambiente de H2S.

RiserConductor submarino Riser con dimetro interior mnimo de 18 , con lneas de matar y estrangular para operar a mnimo 10,000 pies

Control de slidosSistema cerrado de separacin de slidos de fluido de perforacin y terminacin tipo cascada.

4.3 Pozos exploratorios tipo

El diseo de los pozos tipo considerados en el proyecto requiere el anlisis detallado de toda la informacin existente en el rea, de tal manera que cumplan con el estado mecnico de acuerdo a la profundidad total de las localizaciones a perforar, condiciones geolgicas y trayectorias propuestas para alcanzar sus objetivos.

Los objetivos de las localizaciones son terciarios y mesozoicos con profundidades programadas que varan entre los 3,000 m y 8,000 m.

En la figura 4.1 se puede observar el estado mecnico de los pozos tipo de acuerdo a las profundidades de los objetivos programados en las localizaciones del proyecto rea Perdido. Las arquitecturas de las localizaciones a perforar en el proyecto en cuanto a geometra y profundidades de asentamiento, se definen a detalle cuando se realiza el Diseo Integral de la Perforacin Exploratoria bajo la metodologa VCDSE, empleada para disminuir el riesgo en la perforacin y alcanzar los objetivos planteados en las localizaciones exploratorias, optimizando tiempo y costo .

En la figura 4.1 se muestra el estado mecnico de los pozos tipo considerados en el proyecto.

Figura 4.1 Estado mecnico de los pozos tipo considerados en el proyecto rea Perdido.

4.4 Tipos de pruebas de formacin y produccin

Pruebas de terminacin

Para los pozos exploratorios perforados en aguas profundas, los cuales presentan una estructura de costos alta, se pueden utilizar herramientas especiales para definir un intervalo productor, tales como los probadores dinmicos para adquirir informacin de presin de formacin y contenido de fluidos en los intervalos de inters econmico-petrolero las cuales proporcionan la informacin siguiente: Perfil de presiones de formacin y movilidades. Perfiles de propiedades de fluido, tales como Relacin Gas Aceite (RGA), Relacin Gas Condensado (RGC), viscosidad y densidad. Composicin bsica de fluidos recuperados y monitoreo a tiempo real de parmetros de roca y fluidos. Independientemente de que los probadores dinmicos proveen informacin para la caracterizacin del yacimiento, los resultados obtenidos pueden ser utilizados para planificar los tipos de disparos y los gastos esperados para una prueba de presin- produccin convencional.

Pruebas de presin-produccin

En la etapa de terminacin del pozo en donde se requieran realizar pruebas de presin-produccin es recomendable utilizar aparejos de produccin denominados DST en donde se incluye la tcnica de disparos bajo balance dinmico, la cual no causa dao importante a la formacin, aumentando la productividad y reduciendo el riesgo de oclusin del flujo por este efecto. Adems esta herramienta DST tiene las ventajas siguientes: Permite realizar la prueba de produccin en una sola bajada. Aislar intervalos de prueba de manera efectiva. Bajar registros de produccin para adquirir informacin del intervalo en prueba. Reduccin de efecto de almacenamiento en el pozo. Reduccin de tiempos de plataforma.

Una vez establecido el flujo de hidrocarburos en superficie y con la finalidad de adquirir informacin de los parmetros del yacimiento y sus caractersticas, se efectan pruebas de incremento y decremento de presin y pruebas de potencialidad del yacimiento, entre otras. Esta informacin es til para definir el dao de la formacin, lmites del yacimiento, capacidad de flujo, permeabilidad y adems parmetros tiles para la estimacin de reservas.

5. Plan de ejecucin del proyecto

5.1 Programa de ejecucin de los estudios ssmicos y otros.

En la figura 5.1 se muestra el programa de ejecucin de los estudios geolgicos y geofsicos a realizar en el proyecto.

Figura 5.1 Diagrama de Gantt de los estudios exploratorios

5.2 Programa de perforacin de pozos

El programa de perforacin exploratoria, a realizar en el proyecto, se define en la figura 5.2

Figura 5.2 Diagrama de Gantt para la perforacin exploratoria

5.3 Servicios que se adquirirn con terceros y modalidad de contratacin

Todos los servicios requeridos durante la ejecucin del proyecto, para los que Pemex Exploracin y Produccin no tenga capacidad de realizarlos de manera directa, se contratarn conforme a la legislacin vigente de acuerdo al cuadro 5.1.

Cuadro 5.1 Servicios con terceros.CategoraServicio

Geofsica Adquisicin de informacin ssmica tridimensional de alta resolucin, mtodos potenciales y electromagnticos Procesamiento convencional y especiales de informacin ssmica Interpretacin ssmica de plays subsalinos Anlisis especiales de velocidades para conversin a profundidad Tomografa ssmica tridimensional Tcnicas especiales de conversin a profundidad

Geologa Muestreo geoqumico Interpretacin tectnica salina Anlisis especiales de ncleos y pruebas de formacin Evaluacin de registros geofsicos especiales Asistencias tcnicas especializadas en interpretacin geolgica

Perforacin Equipos para perforar pozos en aguas profundas Materiales requeridos durante la perforacin de pozos (barita, cemento, tubera, rbol de vlvulas, cabezales). Servicios necesarios durante la perforacin de pozos (barrenas y ampliadores, control direccional, fluidos de perforacin, corte y anlisis de ncleos, martillos, accesorios para TRs, tratamiento de recortes de perforacin, registros geofsicos, cementaciones). Logstica (embarcaciones marinas y terrestres para transporte de equipo de perforacin y personal, herramientas, diesel, agua y personal). Terminacin del pozo (aparejos de prueba, disparos, estimulaciones, mediciones, inducciones con nitrgeno, registros de fondo, anlisis de pruebas de presin-produccin) Monitoreo en tiempo real de los parmetros de perforacin y registro de hidrocarburos. Registros geofsicos Asistencias tcnicas especializadas referentes a operaciones de perforacin y terminacin de pozos exploratorios en aguas profundas Estudios de infraestructura asociada a la perforacin

Seguridad y proteccin ambiental Servicios de y asistencias especializadas de seguridad y proteccin ambiental Manifiesto de impacto ambiental

5.4 El perfil de las empresas externas que apoyaran en la ejecucin de las obras y servicios

Para realizar las actividades relacionadas con las obras y servicios documentadas en el proyecto rea Perdido, se requiere contar con empresas especialistas en esta clase de trabajos, con experiencia certificada y calificada para realizar las tareas de gran magnitud y complejidad que demanda la industria petrolera, el perfil deseado se enlista a continuacin:

Las empresas que proporcionen los servicios mencionados en el cuadro 5.1 debern contar con personal altamente calificado en los trabajos a realizar, adicionalmente, deben contar con equipo con la capacidad adecuada para cumplir con las especificaciones solicitadas, aplicar tecnologa de punta para la optimizacin de los tiempos y costos y un alto compromiso con la seguridad industrial y proteccin ambiental. El personal deber contar con la experiencia y disponibilidad necesaria para realizar la adquisicin, el anlisis de la informacin y evaluar los riesgos potenciales en cada una de las actividades. Las empresas licitantes para garantizar la realizacin de los trabajos en tiempo y forma, deben cumplir con los criterios de evaluacin que garanticen: experiencia del personal calificado, experiencia de empresa, estructura organizacional definida, capacidad de ejecucin de los trabajos y capital contable comprobable. Las empresas que se requieren contratar para prestar los servicios deben tener experiencia comprobable con cartulas de otros contratos para servicios similares, con antigedad mxima de 5 aos, capacidad tcnica y financiera comprobables, a fin de garantizar la ejecucin y finalizacin de las tareas contratadas, debiendo utilizar tecnologa de vanguardia, adems realizar sus procesos de manera eficiente y apegada a los estndares de calidad internacionales, as como a la normatividad gubernamental.

6. Seguridad Industrial

6.1 Identificacin de peligros

Los principales riesgos asociados a la perforacin exploratoria marina en aguas profundas estn relacionados a la posibilidad de presentarse accidentes mecnicos, fugas, derrames de hidrocarburos, de productos qumicos o fugas de gas; que pongan en riesgo al personal, instalaciones y al medio ambiente por lo cual el personal en la plataforma de perforacin cuenta con la normatividad nacional e internacional en materia de seguridad industrial y proteccin ambiental, tecnologas, equipo y mecanismos de prevencin y control necesarios para evitar y/o minimizar eventos de esta ndole.

Cada una de las actividades que se realizan en el pozo requiere de un manual de procedimientos aplicables a los procesos de perforacin y terminacin con la finalidad de que se lleven a cabo por parte del personal que labora en este tipo de instalaciones.

6.2 Evaluacin de riesgos operativos

Con el fin de disminuir los riesgos operativos, se est aplicando la metodologa VCDSE en el diseo de las etapas del proceso de perforacin y terminacin de los pozos, para garantizar el alcance de los objetivos geolgicos y minimizar los riesgos operativos.

Adems, se tienen las siguientes medidas y planes de contingencia: implantacin del sistema integral de administracin de la Seguridad, Salud y Proteccin Ambiental (SSPA), que incluye los lineamientos y procedimientos para la capacitacin, anlisis de riesgos, planes y respuesta a emergencias, integridad mecnica, as como control y restauracin de las reas en las que se llevan a cabo actividades que pudieran impactar al ambiente. Como parte del programa de capacitacin a travs de terceros, se imparten cursos de sistemas de gestin ambiental, anlisis e interpretacin de la normas y legislaciones aplicables a los aspectos de seguridad y proteccin ambiental, manejo de materiales y residuos peligrosos, estudios de impacto ambiental, auditoras ambientales y talleres de anlisis de riesgos.

Para evaluar los riesgos operativos que se pudiesen presentar durante las actividades petroleras en instalaciones marinas, es necesario analizar la informacin de los procesos de las instalaciones, identificando los riesgos potenciales asociados con el proyecto a ejecutar y aplicar la normatividad establecida.

Es necesario realizar reuniones con el personal involucrado y para cada sistema operativo definir su funcin y variables importantes, hacindose nfasis en las posibles desviaciones que se llegasen a presentar analizando la causa-efecto de tal desviacin, los procedimientos existentes y su efectividad, as como las recomendaciones emitidas.

Una vez que se han identificado los riesgos operativos se implementan entre otros las acciones y procedimientos siguientes: Verificacin de procedimientos de planes de contingencias. Uso del equipo de proteccin personal. Verificar el buen funcionamiento de sistema de deteccin de gases, condiciones y nmero apropiado de equipos de seguridad personal. Verificacin procedimientos preventivos y de control de incendios. Verificacin de procedimientos de planes de contingencias.

Durante la perforacin de un pozo exploratorio se podran presentar contingencias por lo que se cuentan con planes de emergencia y dispositivos de prevencin y control necesarios para prevenir riesgos que pudiesen afectar la seguridad del personal y equipos de perforacin en aguas profundas.

7. Medio Ambiente

7.1 Manifestacin de impacto ambiental

El proyecto rea Perdido se encuentra incluido dentro de una poligonal denominada por PEMEX Exploracin-Produccin como Proyecto Integral Marino de la Regin Norte, la cual fue autorizada en materia de impacto y riesgo ambiental por SEMARNAT desde el 2005 mediante el oficio resolutivo S.G.P.A./DGIRA.DEI.0306.05 de fecha 4 de Febrero de 2005. Este proyecto autoriza a PEMEX Exploracin-Produccin el desarrollo de obras, no slo de perforacin de pozos marinos, sino tambin construccin de ductos e infraestructura de produccin

El Proyecto Integral Marino est ubicado en la Zona Econmica Exclusiva del Golfo de Mxico, frente a la costa de los estados de Tamaulipas y Veracruz y cubre una poligonal definida de la siguiente manera: sobre la lnea de costa, desde la Laguna de Alvarado en el estado de Veracruz hasta el Ro Bravo en el estado de Tamaulipas, excluyendo el parque marino nacional Sistema Arrecifal Veracruzano, las zonas arrecifales del Sistema Arrecifal Lobos-Tuxpan y la Laguna de Tamiahua en el estado de Veracruz y el sistema costero lagunar de la Laguna Madre, en el estado de Tamaulipas. Hacia mar adentro el polgono presenta su vrtice ms prximo a la costa en el estado de Veracruz, a una distancia aproximada de 114 km de la Laguna de Alvarado y el vrtice ms septentrional se encuentra frente a las costas del estado de Tamaulipas a una distancia aproximada de 460 km de la desembocadura del Ro Bravo, figura 7.1

Figura 7.1 Poligonal del proyecto Integral Marino de la Regin Norte.

De acuerdo a la resolucin S.G.P.A./DGIRA.DEI.0306.05 se hace referencia a: excluir cualquier obra o actividad programada, al parque marino nacional Sistema Arrecifal Veracruzano, las zonas arrecifales Lobos y Tuxpan, as como respetar sus respectivas reas de amortiguamiento.

La Direccin General de Impacto y Riesgo Ambiental (DGIRA), en el ejercicio de sus atribuciones, determin que el proyecto debe cumplir con lo establecido en los 16 trminos y 2 condicionantes siguientes:

TrminoDescripcinPlazoFecha de cumplimientoDocumentacin

PrimeroUbicacin, rea de estudio, nmero de obras tipo, superficie total.20 aosAl 4 de febrero de 2025Documentos de difusin

SegundoVigencia de la autorizacin por 20 aos para concluir las actividades programadas para el proyecto.20 aosDel 4 de febrero de 2005 al 4 de febrero de 2025Documentos de difusin

Tercero Ampliacin del periodo, previa acreditacin de cumplir los trminos y condicionantes del presente resolutivo, as como de las medidas de prevencin, mitigacin y/o compensacin.30 das antes del 1 de diciembre de 2024 Antes del 1 de diciembre de 2024 Oficio de solicitud de revalidacin, Reportes de cumplimiento y oficio PROFEPA sobre su cumplimiento.

Cuarto Notificar, en caso de desistir a la realizacin de las actividades. Vigencia resolutivo Cualquier momento de la vigencia Oficio dirigido a DGIRA y PROFEPA

Quinto Solicitar autorizacin a la DGIRA en caso de realizar modificaciones al proyecto. Queda prohibido desarrollar actividades distintas a las sealadas en la resolucin. 30 das antes de realizar la modificacin 30 das hbiles, antes de realizar cualquier modificacin Oficio solicitud de autorizacin para la modificacin del proyecto, informe tcnico justificativo.

Sexto La presente se refiere exclusivamente a los aspectos ambientales. Obtener autorizaciones, permisos, licencias, entre otros, que se requieran para la realizacin de las obras y actividades del proyecto. 30 das antes de ejecutar actividades reguladas por disposiciones legales Dentro de los 20 aos (30 das hbiles antes de realizar cualquier modificacin al proyecto) Solicitudes de autorizacin y en su caso, permisos y autorizaciones correspondientes.

Sptimo C O N D I C I O N A N T E S Vigencia del Resolutivo Periodo comprendido del 4 febrero de 2005 al 5 febrero de 2025

Octavo Remitir los estudios de riesgo a la DGGIMAR para establecer las recomendaciones y observaciones a los mismos en materia de su competencia. Presentar a la DGGIMAR los PPA de las obras. Dentro de los 40 das hbiles del inicio de las obras tipo Dentro de los 40 das hbiles del inicio de las obras tipo Estudios de riesgo ambiental y los programas de prevencin de accidentes

Noveno Presentar a la DGIRA anualmente, el reporte del Programa de Monitoreo Ambiental. Enviar copia a la PROFEPA de Tamaulipas y Veracruz y a la Comisin Nacional de reas Naturales Protegidas. Durante la vigencia del presente resolutivo Antes de llevar a cabo las actividades sismolgicas dentro de la vigencia del resolutivo Programa de monitoreo ambiental y reporte anual

Dcimo La presente resolucin es personal.-En caso de pretender transferir los derechos y obligaciones contenidos en este documento, la empresa PEP y la adquiriente debern solicitarlo por escrito. Notificar sobre el inicio y fin de cualquier obra.En los 15 das naturales de inicio y 15 das posteriores de conclusin de cada actividadEn los 15 das naturales de inicio y 15 das posteriores de conclusin de cada actividadEscrito de aviso y conclusin de actividades

Dcimo primero Sern nulos de pleno derecho los actos que se efecten en contravencin a lo dispuesto en la resolucin. En la vigencia del presente resolutivo Dentro del perodo comprendido del 4 de febrero de 2025 Reportes de cumplimiento

Dcimo segundo PEP ser nico responsable de realizar las obras y acciones de mitigacin, restauracin y control. En la vigencia del presente resolutivo Dentro del perodo comprendido del 4 de febrero de 2025

Dcimo tercero Impugnacin de resolucin, en los 15 das hbiles siguientes a la fecha de su notificacin ante la DGIRA. 15 das hbiles siguientes a la fecha de notificacin 15 das hbiles siguientes a la fecha de notificacin.

Dcimo cuarto PROFEPA vigilar el cumplimiento de trminos y condicionantes y ordenamientos en impacto ambiental. Vigencia del Resolutivo Vigencia del Resolutivo Reportes de cumplimiento

Dcimo quinto Mantener en el sitio del proyecto copias de la MIA-R, del anlisis de riesgo, de los planos del proyecto y la informacin adicional, as como de la presente resolucin. Vigencia del Resolutivo Vigencia del Resolutivo MIA-R, ADR, Informacin adicional y la presente resolucin

Dcimo sexto Notificar a la empresa PEP, de la presente resolucin. Recepcin de la presente autorizacin Recepcin de la autorizacin

CondicionanteDescripcinPlazoFecha de cumplimientoDocumentacin

1 Cumplir con todas y cada una de las medidas de prevencin y mitigacin que propuso la MIA-R, el ADR y la informacin adicional, as como en la informacin adicional presentada. Durante la vigencia del presente resolutivo Dentro del periodo comprendido del 4 de febrero de 2005 al 5 de febrero de 2025 Reportes de cumplimiento de trminos y condicionantes

2 a) La Promovente deber:Considerar para la realizacin de las actividades de prospeccin sismolgica, la informacin mencionada en los Considerados X y XI del presente oficio, para evitar afectaciones a fauna marina distribuida en la zona de estudio. Durante la vigencia del presente resolutivo Dentro del perodo comprendido del 4 de febrero del 2005 al 5 de febrero de 2025 Reportes de cumplimiento de trminos y condicionantes

2 b) Implementar y ejecutar junto con un acreditado ambiental (institucin educativa o de investigacin, pblica o gubernamental) un programa de monitoreo ambiental anualmente, el cual deber tener como lnea base la realizacin de campaas oceanogrficas dentro de la zona de estudio del proyecto. El programa deber incluir lo siguiente:Indicadores de xitoLas medidas que fueron aplicadas para otros impactos no previstos y de posterior aparicin a la ejecucin de las obras y actividades.Un reporte sobre el avance de las obras y/o actividades del proyecto realizadas en el ao inmediato anterior. Anualmente Programa de monitoreo ambiental previo al inicio de las actividades sismolgicas y un reporte anual posterior a la elaboracin de dicho estudio Programa de monitoreo ambiental previo al inicio de las actividades sismolgicas y un reporte anual posterior a la elaboracin de dicho estudio

2 c) Informar quien ser el acreditado ambiental en un plazo de 20 das contados a partir de la recepcin de la resolucin. 20 das Antes del 30 de marzo de 2005 Escrito a la DGIRA designando al acreditado ambiental y los criterios de seleccin

2 d) Excluir cualquier obra o actividad programada, al parque marino nacional Sistema Arrecifal Veracruzano, las zonas arrecifales Lobos y Tuxpan, as como respetar sus respectivas reas de amortiguamiento Durante la vigencia del resolutivo Hasta el 4 de febrero de 2025 Reporte de cumplimiento de trminos y condicionantes

Anexo No. 1Abreviaturas

kmkilmetroskm2kilmetros cuadradosUTMUniversal Transversal de Mercator (sistema de coordenadas)mmbmillones de barrilesmmbpdmillones de barriles por dammpcmillones de pies cbicosmmpcdmillones de pies cbicos por dammbpcemillones de barriles de petrleo crudo equivalentePSTMPrestack Time Migration (Migracin en tiempo antes de apilar)PSDMPrestack Depth Migration (Migracin en profundidad antes de apilar)AVOAmplitude Versus Offset (Amplitud contra distancia)usd/bdlares por barrilusd/mpcdlares por millar de pie cbicommusdmillones de dlares mmpesosmillones de pesosusd/b dlares por barrilusd/mpcdlares por millar de pie cbicopesos/usdpesos por dlarpesos/bpcepesos por barril de petrleo crudo equivalenteusd/bpcedlares por barril de petrleo crudo equivalentepesos/mpcpesos por millar de pie cbicoBDOEbase de datos de oportunidades exploratoriasp10percentil 10p90percentil 90PCprobabilidad de xito comercialEUAEstados Unidos de Norte AmricaVPNvalor presente netomg HC/grmiligramos de hidrocarburos por gramo de roca2Dssmica bidimensional3Dssmica tridimensional

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