Contrato CNH-R01-L03-A15/2015
Dictamen Técnico de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos
Contratista: Renaissance Oil Corp, S.A. de C.V.
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l. IDENTIFICACIÓN DEL OPERADOR Y DEL ÁREA CONTRACTUAL .............. 3
11. ELEMENTOS GENERALES DEL PLAN ................................................................. 4
111. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN ........................... 6
IV. CRITERIOS DE EVALUACIÓN ............................................................................... 7
V. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ........................ 8
A) OBJETIVO Y ALCANCE DE LAS ACTIVIDADES DE DESARROLLO ................................................................................................. 8
B) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DEL ÁREA CONTRACTUAL. ............................... 8
C) ACTIVIDADES DEL PLAN ..................................................................................................................................................................... 10
D) PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN ..................................................................................................................................................... 10
E) ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................................................................................................................ 12
F) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS ............................................................................ 13
G) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................................................................................. 13
H) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................................................ 13
VI. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA
EXTRACCIÓN Y MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL
PLAN ......................................................................................................................... 14
VII. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ................................................ 17
VIII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL,
IX.
AJ
B)
C)
D)
E)
F)
CAPACITACIÓN Y TRANSFERENCIA DE TECNOLOGÍA ............................... 17
SENTIDO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................. 18
ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCION DEL VOLUMEN MAXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONOMICAMENTE VIABLES .............................................................. 18
LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN Y. A PARTIR DE LOS RECURSOS PROSPECTIVOS . ......................................................................................................... 18
PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PA{S ............................................................................................................................................................................ 18
LA TECNOLOG{A Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN. EN CONDICIONES ECONOMICAMENTE VIABLES ................................................................................................................................ 19
EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL .................................................................................................... 19
MECANISMOS DE MEDICION DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................ .
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2
l. Identificación del Operador y del ÁreaContractual
El Contrato CNH-ROl-L03-Al5/20l5 (en adelante, Contrato) para la Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de Licencia, se celebró el 10 de mayo de 2016 entre, los Estados Unidos Mexicanos por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y por la otra parte, Renaissance Oil Corp S.A. de C.V.
La vigencia del Contrato es de 25 años contractuales a partir de la Fecha Efectiva, en el entendido de que continuarán vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la terminación del presente Contrato, incluyendo las relativas al abandono, la indemnización, la seguridad industrial y protección al medio ambiente.
Conforme con la Cláusula 5.3 del Contrato, debido a que el Área Contractual contaba con un campo en producción a la fecha de adjudicación del Contrato, el Contratista presento a la CNH para su aprobación un Plan de Desarrollo para la Extracción mismo que fue aprobado mediante la Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2077.
Los datos del Contrato se muestran en la Tabla l.
Nombre Área Contractual Mundo Nuevo
Estado y Municipios Juárez, Chiapas
Area Contractual 27.70 km2
Fecha Efectiva 10 de mayo de 2016
Vigencia 25 años a partir de la fecha efectiva.
Tipo de Contrato Extracción de Hidrocarburos bajo la Modalidad de
Licencia
Contratista Renaissance Oil Corp S.A. de C.V.
Mundo Nuevo Polígono A, Sin restricción
Profundidad Media para Exploración y Mundo Nuevo Polígono B, Todas las Formaciones
Extracción Geológicas con . .
de las calizas excepcIon
dolomitizadas del Cretácico Superior
Al Norte, Cacho López, al Este, Asignación A-0029-
M - Campo Artesa, al Sur Área Contractual CNH-
Campos Colindantes R01-L03-A25/2015 (Topén) y la Asignación A-0317-M
- Campo Sunuapa, al Este con la Asignación A-
0099-M - Campo Comoapa.
Yacimiento Neógeno/Cretácico-Mundo Nuevo
Tipo de Hidrocarburo Gas y Condensado
Tabla 1.0atos generales del Contrato (fuente: Contratista)
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Elementos generales del Plan ----
11.
El Contratista ingreso la solicitud de Modificación del Plan de Desarrollo el día 22 de abril de 2019, a través del escrito con número ROC-CDMX-153-2019 bajo el amparo del Contrato número CNH-R01-L03-A15/2015 con el objetivo de dar continuidad operativa ya que el contratista cuenta con una prórroga para terminar su periodo de evaluación misma que fue aprobada mediante la Resolución CNH.E.25.004/19 del 21 de mayo de 2019, derivado de lo anterior el Contratista presenta la Modificación al Plan de Desarrollo de al Campo Malva en términos de la Cláusula 5.3 del Contrato y de los Criterios Generales aplicables a los planes de Evaluación y de Desarrollo, relacionados con los Contratos derivados de la Licitación Pública Internacional CNH-R01-L03/2015 (en adelante, Criterios) contenidos en la Resolución CNH.E.54.001/16 del 10 de octubre de 2016.
La información recibida por la Comisión a la que se refiere el párrafo anterior fue remitida a la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético de la Secretaría de Economía (en adelante, SE) y a la Unidad de Gestión Industrial - Dirección General de Gestión de Exploración y Extracción de Recursos Convencionales de la Agencia Nacional de Seguridad y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, Agencia) a través de los oficios 250.211/2018, 250.212.2019, 250.305.2019, 250.306.2019 y 250.210/2018 respectivamente con fecha de 15 de mayo de 2019 y 13 de junio de 2019.
El campo Mundo Nuevo se localiza en el Sureste de la República Mexicana, aproximadamente a 10 km al Suroeste de Reforma, Chiapas. Abarca un área de 27.7 km2
,
y se asocia al área contractual CNH-R01-L03-Al5/2015. Geológicamente se encuentra en la cuenca terciaria del Sureste, frente de la Sierra de Chiapas, en el área de ChiapasTabasco en la Provincia tectónica Pilar Reforma-Akal. El yacimiento de interés corresponde al Cretácico Medio, ya que es el productor principal por excelencia del campo y su interpretación sismo-estratigráfica sugiere que se encuentra ampliamente distribuida con continuidad lateral, no obstante, no se descarta el Cretácico Superior, a pesar de que se encuentra erosionado en algunas áreas. El Cretácico Medio presenta impregnación de aceite (Condensado). (Figura 1). Cuenta con las siguientes restricciones de profundidad Mundo Nuevo Polígono A, Sin restricción; Mundo Nuevo Polígono B, Todas las Formaciones Geológicas con excepción de las calizas dolomitizadas del Cretácico Superior. Su yacimiento principal se encuentra ubicado en las Calizas dolomitizadas del Cretácico Medio.
El Área Contractual cuenta con 14 pozos perforados en el campo, 12 verticales y 2 desviados. El estado actual de los pozos es de 2 productores, 3 cerrados con posibilidades, 8 taponados y 1 en programa para taponar.
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Figuro 1. Ubicación del Área Contractual Mundo Nuevo. (Fuente: CNH)
Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se muestran
en la Tabla 2.
Área Campo/ Polígono Vértice
Oeste Norte Observaciones
Contractual
15
Polígono (Longitud) (Latitud)
1 93º
13' 30" 17°
46' 00"
2 93º
13' 30" 17°
45' 30"
3 93º
13' 00" 17º
45' 30"
4 93º
13' 00" 17°
45' 00"
Mundo 5 93º
12' 30" 17°
45' 00"
Nuevo A Sin restricción
6 93º
12' 30" 17°
43' 00"
Mundo 7 93º
13' 00" 17°
43' 00"
Nuevo 8 93º
13' 00" 17°
42' 30"
9 93º
15' 00" 17°
42' 30"
10 93º
15' 00" 17°
46' 00"
1 93º
15' 00" 17°
43' 00" Todas las Formaciones
Mundo 2 93º
15' 30" 17º
43' 00" Geológicas con
Nuevo B 3 93º
15' 30" 17°
44' 30" excepción de las
calizas dolomitizadas 4 93
º
15' 00" 17°
44' 30" del Cretácico Superior
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111. Relación cronológica del proceso de revisiónEl proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del dictamen de
la modificación al Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista, involucró la
participación de cuatro unidades administrativas de la Comisión: La Dirección General de
Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición, la Dirección General de
Comercialización, la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Además
de, la Secretaría de Economía (en adelante, SE). quien es la autoridad competente para
evaluar el porcentaje de Contenido Nacional y el Programa de Capitación y Transferencia
de Tecnología y de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA) , quién es la
autoridad competente para regular y supervisar la seguridad industrial, seguridad
operativa y protección al ambiente respecto de las actividades del sector hidrocarburos.
La Figura 2, muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen yresolución respecto a la Modificación del Plan de Desarrollo presentado por el Contratista para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/11/2016 Dictamen Modificación Plan de Desarrollo Contrato CNH-R01-L03-Al5/2015, de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.
22/04/2019
OFICIO ROC-CDMX-153-
7/05/2019
Oficio 23/05/2019
OFICIO ROC-CDMX-216-2019
18/06/2019
2019 1 1 1 1 1 1
.,
Contratista
Solicita a la CNH
Modificación al Plan de
Desarrollo
250.169/2019 1 1 1 1 1 1
.,
CNH
Prevención de información con
respecto a la solicitud de
modificación
1 1 1 1 1 1
Contratista Da Respuesta a
la prevención
CNH Evaluación y Elaboración
del Dictamen Técnico
1 1 1 1 1 1
.,
�
UTE envía memos UTE envía memos LITE envía memos y oficios
/
Remite Información a: Remite Atención a Solicitud de opinión: _ DG Medición Prevención: DG Medición UATAC DG Medición UATAC
DG Comercialización UATAC DG Comercialización
_______ º_G
_
E
_
v_a_iu
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n Económica DG Comercialización DG Evaluación Económica
I.... ASEA y SE
15/05/2019 CNH➔SE �---------.------------.---------�
Cumplimiento Contenido
CNH ➔ASEA
Sistema de Admin
e Riesgos
ón
CNH
Análisis y evaluación de la información
CNH
Elaboración del dictamen técnico
CNH
Presentación del dictamen técnico al
ODG
p;guca 2. Cmnologlo del pmceso de evo/uoclón, d;ctomen y ,esoluclón. (Fuente· CN�
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IV. Criterios de evaluación
Se verificó que las modificaciones propuestas por el Contratista fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el 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 la modificación del Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Contratista de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39, fracciones 11, 111, IV, VI y VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
Cabe señalar que el 12 de abril de 2079, se publicaron en el DOF los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante, Lineamientos 2079).
En consecuencia, la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción cumple con los requisitos establecidos en el artículo 22 de los Lineamientos 2079, conforme a lo siguiente:
a) El Contratista presentó la información mediante el formato MP y el instructivoestablecidos por la Comisión;
b) Adjuntó el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo;
c) Presentó el documento que integra los apartados del Plan de que sufrenmodificación, y
d) El Contratista presentó una tabla comparativa de los cambios que se proponen,así como la justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado con lainformación y nivel de detalle establecido.
Aunado a lo anterior, esta Comisión evaluó la Solicitud de conformidad con los Criterios Generales aplicables a los planes de Evaluación y de Desarrollo, relacionados con los Contratos derivados de la Licitación Pública Internacional CNH-R07-L03/2075 (en adelante, Criterios) contenidos en la Resolución CNH.E.54.007/76 del 10 de octubre de 2076.
Al respecto se advierte que las modificaciones propuestas por el Contratista al Plan de Desarrollo para la Extracción cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 22 y 25 de los Lineamientos 2079. Asimismo, se advierte que la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción cumple con los requisitos establecidos por las Cláusulas 5.3, y Anexo 9 del Contrato, así como el Anexo Único de los Criterios.
V. Análisis y_ Evaluación de los elementos del Plan
a) Objetivo y alcance de las actividades de desarrollo
El objetivo general del Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación), es dar continuidad operativa a la producción comercial de hidrocarburos de manera segura y contribuir en la recuperación eficiente de las reseNas de hidrocarburos durante el periodo del l de mayo 2019 al 30 de abril de 2022. Durante el periodo del "Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación)", que tendrá una duración de un año 8 meses, se diseñará y aprobará el Plan de Desarrollo Multianual.
En este sentido, cabe señalar que, durante el Periodo de vigencia de la presente Modificación, el Contratista diseñará y en su caso someterá a aprobación de esta Comisión el Plan de Desarrollo para la Extracción.
Alcance
Es de resaltar, que durante esta etapa no están programadas actividades de perforación y/o intervención mayor ni menor a pozos para el mantenimiento o incremento de la actual producción del campo, solo se considera realizar actividades de mantenimiento y mediciones de producción.
Los gastos de operación para el Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación) están estimados en: US$ 1,546,597.00 dólares estadounidenses. La producción acumulada de condensado y gas para el área Contractual durante el periodo del Plan de Desarrollo (Durante la prórroga del Plan de Evaluación) es de:
174,265 barriles de Condensado y 4,075.5 millones de pie cúbicos de gas
b) Características generales y propiedades de los yacimientos del ÁreaContractual
El Campo fue descubierto en 1977 con la perforación del pozo Mundo Nuevo-2A y comenzó su explotación y desarrollo en el mismo año 1977. En 1981 alcanza su producción máxima de 16,776 barriles por día de Condensado y 133 millones de pies cúbicos de gas en 1983. El campo comprende un área de 14 Km2
, es un yacimiento naturalmente fracturado de calizas dolomitizadas productor de Gas y Condensado de 57 ºAPI de edad Cretácico Medio. La profundidad promedio es de 3,170 mvbmr, con un espesor promedio de 106 m y una temperatura de 114 ºC. Cuenta con 14 pozos de los cuales 12 son verticales y 2 desviados, siendo el pozo Mundo Nuevo-3A quien penetró mayor sección de la columna estratigráfica, alcanzando el Cretácico Inferior.
No se considera evaluar el potencial de zonas no explotadas en pozos ya perforados, ya que, de acuerdo al análisis integral de cada pozo, se estimó un nivel de agua actual a 3230 mvbnm, con lo que se infiere que los pozos restantes que se encuentran por debajo de este nivel (invadidos) por lo cual no tendrían oportunidad o presentan alto riesgo. Se requiere la toma/confirmación de los niveles actuales de los fluidos, y con ello reevaluar la potencialidad de los pozos
Las principales características generales geológicas, petrofísicas, fluidos y yacimientos se muestran en la Tabla 3.
propiedades de los
#i
Características generales Calibrador
Área (km2) 14.00 Año de descubrimiento 1977
Fecha de inicio de explotación 1977 Profundidad promedio (m) 3770 (mvbmr)
Elevación o tirante de agua (m) On shore Pozos
Número y tipo de pozos perforados 14 pozos (12 Verticales y 2 desviados)
Estado actual de pozos 2 productores, 3 cerrados con posibilidades 8 taponados y l en programa para taponar
Tipo de sistemas artificiales de producción S/D
Marco Geológico
Era, periodo y época Mesozoico, Cretácico, Cretácico Medio
Cuenca Cuencas del Sureste Play Cretácico Medio
Régimen tectónico Sistema Compresivo Ambiente de depósito Plataforma Carbonatada (Facies Lagunar)
Litología almacén Caliza Dolomitizada Propiedades petrofísicas
Mineralogía Calcita-Dolomita .
Saturaciones So:83%, Sw:17%
(Especificar tipo de saturación como inicial, Inicial
irreductible, de agua, gas, aceite, etc.)
Porosidad y tipo 5.5 %
Permeabilidad (mD) 7 mD (Núcleos l y 2; Mundo Nuevo-76) (Especificar tipo como absoluta, vertical, Absoluta/Matriz
horizontal, etc.) Espesor neto y bruto promedio (m) 106/303
Relación neto/bruto 0.394 (OGWC) Propiedades de los fluidos
Tipo de hidrocarburos Gas Natural Asociado y Condensado Densidad API
56° API (a condiciones de yacimiento y de superficie)
Viscosidad (cp) 0.812 CP@ 738 psia
(a condiciones de yacimiento y de superficie)
Relación gas - aceite inicial y actual lnicial:1021 m3/m3,
Actual: 2137 m3/m3
Bo inicial y actual Inicial: l.390 m3/m3
Calidad y contenido de azufre ---
Presión de saturación o rocío 380 kg/cm2
Factor de conversión del gas ---
Poder calorífico del gas 1230 BTU/p3
Propiedades del yacimiento
Temperatura (ºC) 114°
Presión inicial (kg/cm2) 382
Presión actual (kg/cm2) 270
Mecanismos de empuje principal y secundario Expansión Roca-fluido
Extracción
Métodos de recuperación secundaria Ninguno
Métodos de recuperación mejorada Ninguno Gastos actuales 136 bpd (Die 2014)
Gastos máximos y fecha de observación 37.864 mmpcd a octubre de 2010
Corte de agua 81 %
Tablo 3. Corocteristicos genero/es del Área Controctuol
(Fuente: Contratista)
c) Actividades del Plan
En la presente modificación al Plan de Desarrollo se considera realizar actividades de mantenimiento y mediciones de producción como se describe a continuación.
Visita al campo para verificar condiciones de pozos e infraestructura de producción y visualizar el posible impacto ambiental y social.
Mediciones mensuales de la producción de los pozos (agua, gas y Condensado), para verificar y/o validar la producción del campo.
Mantenimiento preventivo y correctivo de instalaciones (Duetos), de acuerdo al PAID (Plan de Administración de Integridad de Duetos).
Operación, mantenimiento y calibración del sistema de medición de transferencia de hidrocarburos producidos, para cumplir con los lineamientos de mediciones aplicables.
d) Pronósticos de producción
El Área Contractual Mundo Nuevo tiene una producción acumulada de condensado a abril de 2079 de 35.4 MMB y 327.6 MMMpc de gas natural; la producción promedio de
� condensado a abril 2079 es de 189 bpd, mientras que para el mismo período la producción promedio de gas fue de 4 MMpcd.
En las ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y 4, se observan los pronósticos de producción de condensado y gas, asociados a la modificación del Plan de Desarrollo.
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Pronóstico de producción de aceite, Campo Mundo Nuevo
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Plan de Desarrollo (Durante
la extensión del Plan de
Evaluación)
Fecha
' 1 1 1
Plan de
Desarrollo
(Continuidad)
Figuro 3. Perfiles de producción de Condensado. (Fuente: Contratista}
Pronóstico de producción de gas, Campo Mundo Nuevo
�-�---------'
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---------------�-----------------1
• Plan de Desarrollo (Durante
la extensión del Plan de
Evaluación)
Fecha
Figuro 4. Perfiles de producción de gas. (Fuente: Contratista}
Plan de
Desarrollo
(Continuidad)
-f,C
f
e) Análisis económico
De acuerdo con la información presentada por el Contratista, el monto para llevar a cabo las actividades que se describen en el Plan de Desarrollo presentado, es de aproximadamente 1.5 millones de dólares.
i. Descripción de las inversiones y gastos de operación
De acuerdo con la información presentada por el Contratista, el monto relacionado, es el que se encuentra en la Tabla 4. Así mismo, las siguientes figuras 5 y 6, representan las proporciones por Sub-actividad para cada Actividad petrolera.
Actividad Sub-actividad petrolera 2019 2020 2021 petrolera General 45,869 68,803 68,803
Desarrollo Pruebas de Producción 14,200 28,400 28,400
Seguridad, Salud y Medio Ambiente 111,206 179,545 179,545
Producción Duetos 3,200 4,800 4,800
Operación de Instalaciones de Producción 158,656 233,984 233,984
Total 333,131 333,131 515,532
Tabla 4: Presupuesto asociado al Periodo Adicional de Evaluación presentado por el Contratista
(Montos en dólares de Estados Unidos)
Seguridad,
Salud y
Medio
Ambiente,
65%
General. 25%
ruebas de roducción,
10%
2022
22,934
14,200
68,339
1,600
75,328
515,532
Total
206,410
85,200
538,636
14,400
701,952
1,546,597
F;gum s.· o;«dbudón del P,e;upues<o, Ac,;,ddad peuo/em.· Oe;a,,o/lo � � $ 830 mil dólares ___/ Át_p-
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Ductos,2%
Operación de Instalaciones
de Producción,
98%
Figura 6: Distribución del Presupuesto, Actividad petrolera: Producción
$716 mil dólares
De la información anterior, se observa que el Presupuesto presentado por el Contratista detalla los costos asociados a cada una de las actividades programadas, y se presentó de conformidad con el Catálogo de Costos establecido por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
f) Mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos
Conforme a la información presentada por el Contratista, se identificó que el apartado de medición no es objeto de modificación, por lo que la medición se mantiene en los términos aprobados mediante resolución CNH.E.ll.009/17, y es viable que continúe midiendo a través del Punto de Medición provisional en los términos precisados en la resolución CNH.E.33.011/16, esto en tanto el Contratista concluya su período de Evaluación, el cual fue prorrogado mediante las resoluciones CNH.E.39.001/18 y CNH.E.25.007/19, y cuente con los elementos suficientes para definir los Mecanismos de Medición.
g) Comercialización de hidrocarburos
Conforme a la información presentada por el Contratista en la solicitud de modificación al Plan relacionada con Comercialización de Hidrocarburos, después de revisar y analizar dicha información por parte de la Comisión se determinó que se mantienen en los términos y condiciones establecidos en el Plan aprobado mediante aprobado mediante la Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2017, por lo que no se presenta modificación alguna en este apartado.
� h) Programa aprovechamiento del gas natural ? ¿;#El Contratista manifiesta en su Plan de Desarrollo que no existen modificaciones respecto 7al aprovechamiento de gas y que el Plan se mantiene en los términos aprobados de la
/ Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2017.
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VI. Mecanismos de revisión de la EficienciaOperativa en la extracción y métricas de evaluación
de la modificación al Plan
Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación del Plan de Desarrollo, a continuación, en las Tablas 5 a 8, se muestran los indicadores clave de desempeño conforme al artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y artículo 33, fracciones IV y VI de los Lineamientos 2015, cabe mencionar que se mantienen en los términos y condiciones establecidos en el Plan aprobado mediante la Resolución CNH.E.ll.009/17 de fecha 6 de abril de 2017, por lo que no se presenta modificación alguna en este apartado.
Característica Producción Porcentaje de_d_e_s_v,...
ia-c-ión Productividad
-P-ro_d.,..u_ c_ci�ón promedio de un pozo Gasto de operación
Porcentaje de desviación del gasto de operación real con respecto al
programado en un tiempo determinado
Metas o parámetros de medición
de la producción acumulada del campo o
respecto al total de pozos.
Unidad de medida
Fórmula o descripción del indicador
yacimiento real con respecto a la planeada en un t iempo determinado Porcentaje de desviación Barriles por dia (bpd)
Producción promedio diaria de un pozo d ivid ida entre el número total
de pozos
Porcentaje de desviación
DGO=(GOreal - GPplan/GOplan) '100 DPA= (PAreal - PAplan /
Frecuencia de medición Periodo de reporte a la
comisión
PAplan).-,00
Mens�
Mensual
Mensual
Mensual -- ---+----
Trimestral
Trimestral
Tabla 5.lndicadores clave de desempeño en desviación de producción y desviación de gasto de
operación. (Fuente: Contratista)
Desarrollo de reservas Factor de recuperación Característica
Metas o parámetros de medición
------- --------�------
Porcentaje de desviación del desarrollo de Porcentaje de la diferencia entre el factor de
Unidad de medida Fórmula o descripción
del indicador Frecuencia de
medición Periodo de reporte a
la comisión
la reserva real con respecto al recuperación real con respecto al planeado programado en un tiempo determ inado a un tiempo determinado
DDR• ;��::::�;::
::::::::n)100 DFR;:�',::::
;:::,::�•;�:, 100
jTrimestral Trimestral
Tabla 6. Indicadores clave de desempeño en desviación de desarrollo de reservas y desviación de
Característica
Metas o parámetros de medición
Unidad de medida Fórmula o descripción del indicador Frecuencia de medición Periodo de reporte a la comisión
factor de recuperación. (Fuente: Contratista)
____ c_o_n_t_e_n_ido Nac_i_o_n_a_l ______ A..,_,�_r_ovechamiento de Gas Natural Porcentaje de la diferencia entre el Porcentaje de la diferencia entre contenido nac ional utilizado respecto aprovechamiento de gas real respecto al al programado programado Porcentaje de desv iación__ Porcentaje de desviación
.,...-- -- � DCN= (CNreal - CNplan / CNplan)*l00 DAGN=(AGNreal - AGNplan/AGNplan) .,00
Trimestral Mensual
Trimestral Mensual
Tabla 7. Indicadores clave de desempeño en desviación de contenido nacional y desviación de
aprovechamiento de gas. (Fuente: Contratista)
Metas o Unidad de Fórmula o descripción del
Frecuencia Periodo de Característica parámetros de reporte a la
de medición medida Indicador
medición Comisión
Presión por Caída de la Magnitud
11P = PA la fecha de presentación del Plan presión por de la caída Trimestral Trimestral yacimiento yacimiento de presión - PActual
Tabla 8. Indicadores que reportar al terminar la actividad, {Fuente: CNH}
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 Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Operador, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esté de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.
i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de
erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como
se observa en la Tabla 9.
Sub- Programa de Erogaciones Indicador
Programa de actividad Tarea erogaciones ejercidas
Erogaciones/ petrolera MMUSD MMUSD
ejercidas Administración de 0.03
contratos
Administración, gestión
General de actividades y gastos 0.03 generales del proyecto
Arrendamiento de 0.14 instalaciones
Pruebas de Equipamiento de Pozos 0.08 Desarrollo Producción
Prevencion y detección de incendio y fugas de 0.14
Seguridad, gas Salud y Implementación y 0.23 Medio seguimiento
Ambiente �
Auditoria ambiental 0.15
fAuditorias de seguridad 0.007
Mantenimiento de las
Operación instalaciones de 0.43
Producción
de producción
Instalaciones Operación de las 0.09
de Producción
instalaciones de 0.04 producción 0.12
Duetos Mantenimiento de 0.01
duetos /
� t TOTAL 1.5 •
.. .. -Tabla 9. Programo de Inversiones por Sub-actividad Petrolera {Fuente: Com1s1on). I � e'Los =lo,es pueden =,;o, po, ,edond=
� f d-- '""'''"'"
• , • r • ' N.ac:wlfWdr lhlimr.lfbu,,�
ii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas a la continuidad
operativa del Campo. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de gas
que se obtenga derivada de la ejecución del Plan, como se muestra en la Tabla 10.
Producción de Producción Porcentaje
Producción Producción de
Condensado de de
de gas Cas real
Porcentaje de programada Condensado
Desviación programada
[mmpcd) Desviación
[bd] real (bd) [mmccdl
31-may-19 175.20 3.932
30-jun-19 174.23 3.920
31-jul-19 173.26 3.907
31-ago-19 172.30 3.895
30-sep-19 171.35 3.883
31-oct-19 170.40 3.871
30-nov-19 169.46 3.859
31-dic-19 168.52 3.847
31-ene-20 167.58 3.835
29-feb-20 166.65 3.823
31-mar-20 165.73 3.811
30-abr-20 164.81 3.799
31-may-20 163.90 3.787
30-jun-20 162.99 3.775
31-jul-20 162.09 3.763
31-ago-20 161.19 3.751
30-sep-20 160.30 3.740
31-oct-20 159.41 3.728
30-nov-20 158.53 3.716
31-dic-20 157.65 3.705
31-ene-21 156.78 3.693
28-feb-21 155.91 3.681
31-mar-21 155.04 3.670
30-abr-21 154.19 3.658
31-may-21 153.33 3.647
30-jun-21 152.48 3.636
31-jul-21 151.64 3.624
31-ago-21 150.80 3.613
30-sep-21 149.96 3.602
31-oct-21 149.13 3.590
30-nov-21 148.30 3.579
31-dic-21 147.48 3.568
31-ene-22 146.67 3.557
28-feb-22 145.85 3.546
31-mar-22 145.05 3.534
30-abr-22 144.24 3.523
Total 174,265.27 4,075.54
barriles mmpc
Tabla 70. Indicadores de desempeño de la producción de condensado y gas en función de la
producción reportada (Fuente: Comisión).
VII. Sistema de Administración de Riesgos�--------
Mediante oficio 250.210/2019 de fecha 15 de mayo de 2019, la Comisión remitió a la ASEA la información presentada por el Contratista respecto a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del Contrato CNHR01-L03-Al5 Campo Mundo Nuevo a fin de que determine lo conducente.
Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH-R01-L02-Al5/2015, lo anterior sin detrimento de la obligación del Contratista de obtener los permisos, autorizaciones y resoluciones favorables de las autoridades competentes en materia de impacto ambiental y social entre otras, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el presente Plan.
VIII. Programa de cumplimiento de ContenidoNacional, Capacitación y transferencia de
tecnología. ----
Mediante oficios 250.211/2019, 250.212/2019 de fecha 15 de mayo de 2019 y oficios 250.305/2019 y 250.306/2019 de fecha 13 de junio de 2019 la Comisión remitió a la Secretaría de Economía la información presentada por el Contratista referente a Contenido Nacional y el Programa De Capacitación Y Transferencia De Tecnología respecto a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del Contrato CNHR01-L03-Al5 Campo Mundo Nuevo a fin de que determine lo conducente.
Por lo que hace al cumplimiento de los programas asociados a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, esta Comisión advierte que aún no cuenta con la opinión favorable que al efecto corresponde emitir en el ámbito de sus atribuciones a la Secretaría de Economía, tanto por el cumplimiento del porcentaje de Contenido Nacional, así como por el programa de capacitación y transferencia de tecnología, motivo por el cual una vez que, en su caso, dicha autoridad emita las opiniones en sentido favorable, se tendrán por aprobados los programas asociados y formarán parte del Plan de Desarrollo para la Extracción y del Contrato.
Lo anterior, tomando en consideración la competencia material de la Secretaría de Economía en materia de Contenido Nacional, en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos.
Por otra parte, esta Comisión deja de manifiesto que en el supuesto de que la Secretaría de Economía emita un pronunciamiento en sentido no favorable, el Contratista estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, ello a
f
efecto de que pueda dar cumplimiento a las obligaciones en materia de Contenido Nacional, así como de capacitación y transferencia de tecnología.
Lo anterior, a efecto de cumplir con lo estipulado en las Cláusulas 18.3 y 18.5 del Contrato.
IX. Sentido del Dictamen Técnico
Derivado del análisis realizado del Plan presentado por el Contratista, se llevó a cabo la evaluación del Plan de Desarrollo propuesto por el Operador de conformidad con los criterios generales emitidos por la comisión mediante Resolución CNH.E.54.001/16, en relación con el contenido del Contrato y los Lineamientos en lo conducente, por lo que se determinó que, en cumplimiento a dicha Resolución, el Plan busca dar continuidad a las actividades de extracción por lo cual esta Unidad Técnica considera viable aprobar la modificación al Plan de Desarrollo, adicionalmente:, adicionalmente:
La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Contratista de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 Fracciones 11, 111,IV, VI y VII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6 fracción 11. 7 fracciones 11, 111,IV, VI y VII, 8 fracción 11,20, 40, fracción 11, inciso a) y 41 de los Lineamientos 2015. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable, por lo que con base en_artículo 19, fracción VI de los Lineamientos esta Unidad Técnica considera viable aprobar la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción en comento.
a) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo
crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente
viables
El Plan establece actividades encaminadas a la continuidad operativa y deproducción lo que representa un volumen a recuperar de 174,265 barriles deCondensado (Condensado) y 4,075.5 millones de pies cúbicos de gas durante lavigencia del presente Plan.
b) La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridadenergética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos.
Por el momento el Contratista no ha terminado la etapa de evaluación del Campo,por lo que solo está desarrollando las reseNas probadas documentadas por elOperador anterior.
c) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de
hidrocarburos en beneficio del país
Las actividades planteadas por el Contratista consisten en el monitoreo de lascondiciones operativas, mediciones mensuales, mantenimiento preventivo ycorrectivo de duetos, calibración de sistemas de medición.
t/
d) 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 Contratista, la Comisión concluyeque las tecnologías a utilizar para dar continuidad operativa son viables y permitenmaximizar el factor de recuperación de hidrocarburos.
e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural
El Contratista manifiesta en su Plan de Desarrollo que no existen modificacionesrespecto al aprovechamiento de gas y que el Plan se mantiene en los términosaprobados de la Resolución CNH.E.11.009/17 de fecha 6 de abril de 2017 cumpliendocon la meta de aprovechamiento.
f) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos
Conforme a la información presentada por el Contratista, se identificó que elapartado de medición no es objeto de modificación, por lo que la medición semantiene en los términos aprobados mediante resolución CNH.E.11.009/17, y esviable que continúe midiendo a través del Punto de Medición provisional en lostérminos precisa•dos en la resolución CNH.E.33.011/16, esto en tanto el Contratistaconcluya su período de Evaluación, el cual fue prorrogado mediante las resolucionesCNH.E.39.001/18 y CNH.E.25.007/19, y cuente con los elementos suficientes paradefinir los Mecanismos de Medición.
ELABORÓ
ING. MIGUEL ANGEL IBARRA RANGEL Director General Adjunto
Dirección General de Dictámenes de Extracción
ELABORÓ
CERECEDA Directora de Área
Dirección General de Estadística y Evaluación Económica
REVISÓ
� M:rL�A BERTHA GONZÁLEZ
MORENO Directora General
Dirección General de Medición
. · · · ''• Nxwlflolldr
-<--fttdn■ Mhu,n_,..
ELABORÓ
ING. EDGAR HERNÁNDEZ RIVERA
Jefe de departamento Dirección de Comercialización de
Producción
ING. ROBERTO GERARDO CASTRO
GALINDO
Director General Adjunto
Dirección General de Dictámenes de Extracción
REVISÓ
MTRO. SAMUEL CAMACHO ROMERO
Director General Adjunto de Comercialización de Producción
MTRA. MARÍ ADAMELIA BURGUEÑO
MERCADO
Directora General
Dirección General de Estadística y Evaluación Económica
SAR TREJO MARTÍNEZ
Dirección Gen I de Dictámenes de Extracción En suplencia por ausencia d 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 29 y 35 del Reglamento Interno
de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno
de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la modificación al Plan de
desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH-R07-L02-Al5/2075
Campo Mundo Nuevo.
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fhdrut.rrhum!.
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