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Asignación A-0201-M-Campo Madrefil

Dictamen Técnico de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Pemex Exploración y Producción

Agosto 2019

77~

Comisión Nacion,1\ __J }y de Hidro Jrburos 1

CONTENIDO ----------------------------~~ l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARIO .................................................................................................... 3

11. CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN ................ 5

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN ......................................................................................................................... 6

IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ................................................................. 8

A) CARACTERÍSTICAS GENERALES Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS DE LA ASIGNACIÓN ....... 8

B) MOTIVO Y JUSTIFICACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN .................................................................................................................................................................................................. 9

C) VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HIDROCARBUROS ......................................................................................... 10

D) COMPARATIVO DE LA ACTIVIDAD FÍSICA DEL PLAN VIGENTE CONTRA LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO ..................................................................................................................... 12

E) POZOS PERFORADOS Y POZOS A PERFORAR .................................................................................................................. 15

F) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SOLICITUD DE MODIFICACIÓN AL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN ................................................................................................................................................................................................ 18

G) COMPARATIVO DEL CAMPO MADREFIL A NIVEL INTERNACIONAL ................................................................... 23

H) EVALUACIÓN ECONÓMICA .............................................................................................................................................................. .25

1) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ................................................. 30

J) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS ....................................................................................................................... 40

K) PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ........................................................................................ 41

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

DE EVALUACIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL PLAN .............................................................................. 46

VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ......................................................................................... 50

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL .......................................................... 51

VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO .................................................................................................... 52

A} ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAfS ......... 52

B) ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES .......................................................................................................................................................... 52

C) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE

D)

E)

F}

IX.

X.

HIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAfS ....................................................................................................................... .52

LA TECNOLOGfA Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES .................................................................. .52

EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................ 53

MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................. 53

RECOMENDACIONES ..................................................................................................................................... 57

OPINIÓN DE LA MODIFICACIÓN AL TERMINO Y CONDICIÓN CUARTO DEL TÍTULO DE

ASIGNACIÓN ................................................................................................................................................... 58

2

l. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (Plan de Desarrollo) en la Asignación A-0201 -M-Campo Madrefil, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de Pemex Exp loración y Producción (en adelante, PEP), por medio de la Gerencia de Cumplim iento Regu latorio adscrita a la Subdirección de Asegu ramiento Tecnológico, con facultades para representar a PEP en términos de los artículos 44, fracción I; 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) e l 5 de enero de 2017. Los datos de la Asignación se muestran en la Tabla l.

Concepto

Nombre

Estado y municipio

Área de Asignación

Fecha de emisión

Vigencia

Tipo de Asignación

Profundidad para extracción

Yacimientos y/o Campos

Colindancias

A-0201-M- Campo Mad refil

Tabasco, Comalcalco

47.06 km 2

15 de septiem bre de 2016

20 años a partir del 13 d e agosto de 2014

Extracción d e h idrocarburos

5,500-6,900 m

Cretác ico Med io-Inferior y Jurásico Superio r Kimmerid g iano / Campo Mad refi l A-0046-M-Campo Bellota , A-0087-M-Campo Chinchorro, A-0088-M -Campo Chipilín, A-0250-M-Campo Paché y A-0252-M-Campo Palang re

Tabla 1. Datos g enerales de lo Asignación (fuen te: PEP}

La Asignación A-0201 -M- Campo Madrefil cubre un área de 47.06 km2 y se local iza a 17 km al oeste de la ciudad de Comalcalco, Tabasco, en el municipio de Comalcalco, pertenece al Activo Integral de Producción Bloque Sur 03. Geológicamente el yacimiento contenido dentro de la Asignación se encuentra en la provincia fisiográfica llanura Costera del Golfo de México y se trata de una trampa d e tipo estructural. Figura l .

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Figuro 1. Ubicación de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil. {Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, en adelante referida como Comisión o CNH}

Los vértices que delimitan el área están definidos por las coordenadas que se muestran en la Tabla 2.

Vértice Longitud Latitud

Vértice Longitud Latitud

Oeste Norte Oeste Norte

93° 19' 00" 18° 11' 00" 10 93° 20' 30" 18° 08' 30"

2 93° 19' 00" 18° 10' 30" 11 93° 22' 00" 18° 08' 30"

3 93° 18' 30" 18° 10' 30" 12 93° 22' 00" 18° 09' 00"

4 93° 18' 30" 18° 10' 00" 13 93° 22' 30" 18° 09' 00"

5 93° 16' 00" 18° 10' 00" 14 93° 22' 30" 18° 10' 00"

6 93° 16' 00" 18° 09' 00" 15 93° 23' 00" 18° 10' 00"

7 93° 17' 00" 18° 09' 00" 16 93º 23' 00" 18° 10 ' 30"

8 93° 17' 00" 18° 08' 00" 17 93° 22' 00" 18° 10' 30"

9 93° 20' 30" 18° 08' 00" 18 93° 22' 00" 18° 11' 00"

Tabla 2. Coordenadas geográficas de los vértices de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefi/. {Fuente: Comisión con información de PEP}.

11. Cronológica del proceso de revisión y evaluación de la información

El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del dictamen de la modificación al Plan de Desarrollo propuest o por PEP, involucró la participación de tres direcciones genera les de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción, y la Dirección General de Prospectiva y Evaluación Económica. Además, se consultó a la Agencia Nacional de Seguridad Industria l y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), quien es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y a la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional.

La Figura 2 muestra el d iagrama generalizado del proceso de eva luación, dictamen y resolución respecto de la modificación del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/30/2019 Dictamen Modificación Plan de Desarrollo A-0201 -M Campo Madrefil, de la Di rección Genera l de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

PEP-OC-SAPEP-<;CR-1128-2019 5ohcotud d e mod1f,cac,on del

Plan de Desa rrollo 22/04/2019

PEP•OC·SAPEP-CCR-1604-2019 Atención a la comparecencia

29/0 5/2019

250.438/2019

ASEA/UCI/OCCEERC/1233/2019 Opinión S1slerna de

Admm1::.trao6n de Riesgos ASEA 19/08/2019

250.200/20l9 Declaratoria de sufrcoencia de

tnformactón 14/05/2019

250.341/2019 Sohcotud de comparecenc,a

28/06/2019

250.439/2019 Sohcotud de op1n1ón de

cumphm1ento de Contemdo Nac,onal SE 25/07/2019

Presentación en órgano de Gobierno

250.221/2019 Sohc1tud de comparecencia

21/05/2019

PEP-OC -SAPEP-CCR-2051-2019 Atenc1on a la comparecencia

04/07/2019

UCN.430.2019.0406 Op1n1on de cumpl1m1ento de

Contenido N ac,onal sr. 06/ 08/2019

Figura 2. Crono logía del proceso de evaluación, d ictamen y resolución. (Fuente: Comisión)

5

111. Criterios de evaluación

Se verificó que las modificaciones propuestas por PEP fueran congruentes y cumplieran con 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 el 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 consideró los principios y criterios previstos en los artículos 7 y 8, facción 11 de los "Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (en adelante, Lineamientos), publicados en el DOF el 13 de noviembre de 2015, mismos que han sido modificados por acuerdos publicados en el DOF el 21 de abril de 2016 y el 22 de diciembre de 2017, para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos a la modificación al Plan de Desarrollo.

Cabe señalar, que el presente dictamen se emite en atención a que PEP manifestó expresamente presentar el Plan de Desarrollo para la Extracción de conformidad a lo establecido en el Transitorio Séptimo de los LINEAM IENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, publicados en el DOF el 12 de abril de 2019.

Adicionalmente, a la modificación del Plan de Desarrollo se realizó el estudio de la propuesta de Plan de Desarrollo al amparo de las consideraciones establecidas en los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH) así como respecto de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (Disposiciones para el aprovechamiento de gas).

La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan de Desarrollo presentado por el Asignatario de conformidad con el artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como los artículos 6, fracción 11, 7, 8 fracción 11, 11, 20, 40, fracción 11 , incisos a) y b), 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan de Desarrollo dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación ya que la vigencia es de 20 años contados a partir del 13 de agosto de 2014.

En consecuencia, la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción fue presentada con fundamento en lo establecido en el artículo 40 de los Lineamientos y las modificaciones propuestas al Plan de Desarrollo cumplen con los requisitos establecidos en el artículo 41 de los Lineamientos, conforme a lo siguiente:

a) Presentó un comparativo entre el Plan aprobado y el proyecto de Plan con las modificaciones propuestas; -r7-¡

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

c) Contiene el sustento documental de la modificación propuesta; d) Contiene las Mejores Prácticas de la Industria para la modificación propuesta; } e) Presentó las nuevas versiones de los Programas asociados al Plan, y ~

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f) Presentó los apartados que son sujetos de modificación, en términos del Anexo 11 de los Lineamientos.

Análisis y Evaluación de los elementos del Plan ~--------IV.

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

El campo Madrefil presenta dos yacimientos ,el Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK), que consiste de calizas oolíticas dolomitizadas en facies de rampa media, y el Cretácico Medio-Inferior, conformado por calizas fracturadas de facies de cuenca, resultado de varios eventos tectónicos sobrepuestos en el área.

Las principales características generales geológicas, petrofísicas y propiedades de los fluidos y yacimientos de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil se muestran en la Tabla 3.

Características Generales

Área (km2)

Año de descubrimiento Fecha de inicio de explotación

Profundidad promedio (m) Elevación (m)

Pozos

Número y tipo de pozos perforados

Estado actual de pozos (productores) Cerrados: Total

• Con posibilidades de explotación • Sin posibilidades de explotación

Taponados Tipo de sistemas artificiales de producción

Marco Geológico

Era, período y época

Cuenca Play

Régimen tectónico

Ambiente de depósito

Litología almacén

Propiedades Petrofísicas

Mineralogía

Saturación de agua inicial (%) Porosidad (%) y tipo

Permeabilidad absoluta (mD) Espesor neto y b ruto promedio (m)

Relación neto/bruto

Propiedades de los Fluidos

JSK

47.06 2009 2009 6,500

19

JSK

11 (verticales y direccionales)

6 4 4

o

Fluyente

JSK

Mesozoico/J urásico Superior

Kimmeridgiano (Pilar Reforma-Akal)

JSK Compresivo

Marino carbonatado, bancos oolíticos

Dolomías

JSK

Arcilla, Qz, Ca, Dolomita, Anhidrita

20-30 (Sw) 2-4 lntergranular

2.4-8.5 127 / 418

0 .3

JSK

Cretácico Medio e Inferior {KM-1)

47.06 20101

5,500

KM-1

l (direccional)

l en terminación o o o o

KM-1

Mesozoico/Cretác ico Medio e Inferior

(Pilar Reforma-Akal) KM -1

Compresivo

Cuenca

Calizas

KM•l

Arcilla , Qz, Ca, Pedernal

30-50 (Sw) 2-3 intergranular

0 .01 -0 .2 82 / 288

0 .28 KM-1

-

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Tipo de hidrocarburos Densidad aceite (ºAPI)@ c.s.

Viscosidad (cP) @ e.y . Relación Gas - Aceite (m3/m3 } inicial y actual

Bo (m 3/m3 ) inicial y actual Calidad y contenido de azufre (%mol)

Presión de saturación (kg/cm2)

BOE (Factor de conversión a bpce) Poder calorífico del gas (BTU/scf)

Propiedades del Yacimiento

Temperatura (ºC) Presión inicial (kg/cm2)

Presión actual (kg/cm2)

Mecanismos de empuje principal y secundario

Extracción

Métodos de recuperación secundaria

Métodos de recuperación mejorada Gastos actuales (mbd) / (mmpcd)

Gasto máximo yacimiento (bpd/mmpcd) / Fecha observación

Corte de agua (%) l . Mediante registros geofísicos.

Aceite Volátil 36.1-40.0

0 .314

231-231

1.517 / 1.715

264.9

4 .3261

1,322.67

JSK

159

1,070 425

Expansión del sistema roca fluido

JSK

No aplica No aplica

10.2 / 16.82

23,209 / 36.1 Uun 2015)

18.35

2. Presión estimada de la prueba de producción del pozo Madrefil-31. Tabla 3. Características generales de la Asignación

(Fuente: PEP)

KM-1

146 9002

KM-1

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

El Título de Asignación A-0201-Campo Madrefil, fue adjudicado a Petróleos Mexicanos el 73 de agosto de 2014; posteriormente el 15 de septiembre del 2016, PEMEX manifestó estar de acuerdo en continuar con el proceso de modificación del Título de Asignación A-0201-M-Campo Madrefil iniciado por la Secretaría de Energía, ajustando el área y la actividad física para realizar actividades de Extracción de Hidrocarburos, estableciendo dentro del Título de Asignación A-0201-M-Campo Madrefil el Compromiso Mínimo de Trabajo para el área asignada.

Es necesario mencionar que PEP observa potencial de recuperación de hidrocarburos, más allá del límite de la vigencia de la Asignación (año 2034). siendo su objetivo, la recuperación de la totalidad de la reserva 3P al año 2040, que corresponde a la fecha del límite económico.

PEP señala que durante el periodo agosto de 2015-2018, se perforaron y terminaron 7 pozos, cumpliendo al 100 % con las metas comprometidas en actividad de perforación de pozos.

Derivado del avance en las operaciones, estudios de yacimiento, así como los resultados obtenidos de producción del yacimiento en explotación, y con el objetivo de maximizar el valor económico de la Asignación adecuando a las condiciones vigentes de mercado y presupuesta les, PEP presenta un cambio de estrategia de explotación, la cual contempla la perforación de 5 pozos adicionales, la realización de 74 reparaciones mayores (RMA).

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1,692 reparaciones menores (RME) y la construcción y tendido de 4 duetos con los cuales se explotaría el yacimiento actual en producción JSK y el yacimiento Cretácico Medio­Inferior.

Con base en el artículo 40 fracción II incisos a) y b) de los Lineamientos, el Plan de Desarrollo de la Asignación A-0201-M Campo Madrefil se modifica debido a:

a) Existan modificaciones en el alcance del Plan, cuando el avance y estado en el que se encuentren los yacimientos, presenta un cambio en su estrategia de extracción.

b) Por el avance en las operaciones y el cambio en la cuantificación de las reseNas.

Por lo anterior PEP propone una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción la cual considera un Costo Total de 933.4 millones de dólares (mmUSD), el cual permitirá recuperar para el período 2019-2034 un volumen de 30.l millones de barriles (mmb) de aceite y 43.2 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) de gas asociado y, que en petróleo crudo equivalente representan 40.l millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce).

e) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

La Asignación tiene una producción acumulada al 31 diciembre del año 2018 de 41.9 mmb de aceite y 64.4 mmmpc de gas natural; la producción promedio en 2018 fue de 11.l mbd de aceite y 17.41 mmpcd de gas.

Las reservas 3P al l de enero de 2019 son de 31.4 mmb de aceite y 44.7 mmmpc de gas y se muestran en la siguiente Tabla 4.

Año

2019

2014

Categoría de Factor de

Producción Volumen original recuperación Reserva

reservas Final

acumulada

Gas Aceite Gas Aceite Gas PCE Aceite Gas Aceite mmb

natural 1P, 2P o3P % % mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc

150.0 194.0 l P 36.6 44.l 13.0 21.l 17.9

185.0 239.4 2P 30.6 36.7 14.8 23.6 20.2 41.9 64.4

313.0 423.1 3P 23.4 25.8 31.4 44.7 41.7

200.0 263.9 1P 21.1 20.2 28.3 33.7 36.7

227.3 301.3 2P 36.7 35.3 69.5 86.7 91.2 14.0 19.7

262.1 347.1 3P 37.1 36.0 83.3 105.3 109 .8

Tabla 4. Volumen original y Reservas al 01 de enero de 2074 y al 01 de enero de 2019. (Fuente: Comisión)

A continuación, en la Figura 3 y Figura 4 se puede observar respectivamente, la evolución de las ReseNas de aceite y gas a través de los años, para la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil.

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90

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E E E

20

10

o 2014 2015

■ PROBADAS

2016 2017 2018 2019

PROBABLES ■ POSIBLES

Figura 3. Evolución de las Reservas de Aceite de la Asignación. {Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

120

100

80

60

40

20

o 2014 2015 2016 2017 2018 2019

■ PROBADAS PROBABLES ■ POSIBLES

Figura 4. Evolución de las Reservas de Gas Natural de la Asignación. {Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

Para este campo, se identifica el decremento de las reservas probadas y probables y un incremento en las posibles tanto para aceite y gas a desarrollar en los últimos años respecto a lo que se tenía considerado para el Plan vigente.

Respecto a los cambios en las reservas de la modificación al Plan respecto a lo que se tenía documentado para el Plan Vigente, PEP establece que es debido al avance que se

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777 \

ha tenido en las operaciones del campo y al resultado de los estudios realizados que les ha permitido tener un mayor conocimiento tanto del yacimiento en explotación como del yacimiento a explotar. Lo cual ha derivado en un incremento en los volúmenes originales para el año 2018 y la disminución en las reservas derivado de la extracción de las mismas a lo largo de los últimos años.

Adicionalmente, cabe señalar que el volumen de hidrocarburos a recuperar en la modificación al Plan propuesto, representa la totalidad de la reserva 3P de aceite y gas certificadas al l de enero de 2019. Lo anterior para el horizonte 2019 - 2040, año que se tiene como límite económico.

Así mismo las estim.aciones de reservas documentadas en la modificación al Plan han sido certificadas de acuerdo al procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación correspondiente, conforme a lo establecido en los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de reservas de la Nación.

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

El Plan de Desarrollo vigente contemplaba la perforación y terminación de 8 pozos de desarrollo, l RMAy la construcción del oleogasoducto con una inversión de 960 mmUSD para el período de 2015-2047, y un volumen de producción de 64.5 mmb de aceite y 85.87 mmmpc de gas para el mismo período.

La nueva propuesta del Plan de Desarrollo para la Extracción considera la siguiente actividad dentro de la vigencia de la Asignación: 6 perforaciones y terminaciones de pozos, 12 RMA's, 1,548 RME's (incluye estimulaciones, limpiezas e instalación de sistema artificial de producción de bombeo neumático (BN)), la construcción de 4 duetos y el taponamiento de 7 pozos, aunado a la actividad contemplada más allá de la vigencia de la Asignación que considera: 2 RMA's, 144 RME's, 70 taponamientos de pozos y actividades de abandono, con la inversión de 1,016.2 mmUSD, que permitirán recuperar para el período 2019-2040 un volumen de 37.4 mmb de aceite y 44.7 mmmpc de gas.

En la Tabla 5 se presenta un comparativo de la actividad física aprobada en el Plan vigente, la actividad física Real ejecutada por el Asignatario 2015-2018 y la actividad física propuesta por PEP a realizar en la presente solicitud de modificación al Plan de Desarrollo 2019-2034. El Plan propuesto refiere las Actividades petroleras relacionadas con la recuperación de la reserva remante 3P en el horizonte de producción de la Asignación; es decir, que las Actividades de Extracción están previstas al año 2040 (límite económico). siendo que las Actividades de abandono, culminarán en el año 2040.

Plan Real Plan Concepto Unidades Vigente Modificado

2015-2034 2015-2018 2019-2034

Perforación 8 7 5 (1)

Terminación de 8 7 5 (1)

Pozo Número Reparación mayor 6 12

Reparación menor 15 3 1,548

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l l11Jn• ,1,l1Ut1A

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f~ /77

Año

2015

2016

2017

2018

Duetos 4 Reserva (1P) 36.8 121 20.8 (3) 17.914 )

Reserva (2P) mmbpce 91.312) 27.7f3l 20.2 14)

Reserva (3P) 109.8 121 53.l 131 41.7 <4 )

Volumen de aceite mmb 63.4 23.l 30.l a extraer

Volumen de gas a mmmpc 84.4 37.9 43.2 extraer

Inversión 609 233.9 ISJ 335 161

Gasto de Operación mmUSD

347 38.3 IS) 600.4 Noca· Las cifras pueden no coincidir por redondeo. 1. Esca actividad es adicional a la contemplada en el Plan vigente. 2. La reseNa del Plan Aprobado son las reseNas cemficadas al 1• de enero de 2014. 3. La reseNa real corresponde a las reseNas certificadas al 1• de enero de 2018. 4 La reserva remanente del Plan Propuesto corresponde a las reservas certificadas al 1º de enero de 2019 5 De conformidad con la Información presentada a la Comisión por el Operador. 6 Este moneo contempla las actividades de abandono que se eJecucaran poscenor a la vigencia de la AsIgnacion

Tabla 5. Comparativa de actividad física entre el Plan Vigente y el Plan Modificado de la Asignación.

(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

La comparación de avance para el periodo comprendido de 2015 a diciembre de 2018 para la actividad física e inversión y gastos de operación, entre lo real ejecutado por PEP y lo contemplado en el Plan vigente para la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil, se muestra en la Tabla siguiente (Tabla 6).

Qo(mbd) Qg(mmpcd) Perf. (número) Term. AME (número) AMA (número) Inversión Gastos de Op. (número) (mmUSD) (mmUSD)

Plan Real Plan Real' Plan Real Plan Real Plan Real Plan Real Plan• ReaP Plan•

2010 19.86 28.40 32.02 3 3 3 2 1 o 1 1 11634 103.80 2714

24.40 18.52 33.40 3081 2 2 1 3 o 1 o 2 7903 54.89 39.97

23.50 13.59 3130 20.57 1 o 2 o 2 1 o 1 64.99 10.14 38.69

21.60 11.10 2840 16.45 1 2 1 2 l 1 o 2 65.16 65.05 35.37

Las cifras pueden no coincidir por redondeo 1 Gas hidrocarburo (se restaron los componentes H .S, ca, y N, de las bases de produccion proporcionada por la D,reccion General de Medición). 2. Inversiones y gastos de operación del Plan vigente actualizados a pesos@2019 (T.C. 205 pesos/USO). El factor de inflacion utilizado paro la actualización es de 1.21 3. Inversiones y gastos de operación de lo real ejecutado actualizados a pesos@2019 (TC. 20.S pesos/USO). Los factores de Inflación utilizados para la actualización son 2015 = 1.163558 2016 = 1120317 2017 = 1.078683 2018 = 1.038597 Tabla 6. Comparación de avance entre el Plan vigente vs. real ejecutado, en la A-0207-M-Campo

Madrefil. (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

En las Figuras 5 y 6 se observan las gráficas comparativas de los perfiles de producción de aceite y gas del Plan de Desarrollo vigente, cifras reales a diciembre de 2018 y la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo de la Asignación.

Real'

6.98

631

9.75

15.30

777

- ,.~,,..~ , , • , • N.t1. "..,_., •k•

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30

25

20

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10

5

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Inicio Vigencia

Asignación Inicio del

Plan

Fin V igencia

Asignación

- Qo hsl)r o

- 'lc),n1C

Umite Económico del Plan Propuesto

1

Límite Económ ico

del Plan Aprobado

l

Figura 5. Pronósticos de producción de aceite asociados del Campo Madrefil. {Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

40 Inicio

Vigencia

35 Aslonaclón Inicio del

Plan

- QgH1só1co

30

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10

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Fin Vigencia

Asignación

l

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Límite Económico ... , .,.. r~.,. Limite Económico

del Plan

Figura 6. Pronósticos de producción de gas asociados del Campo Madrefil. (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

En lo que se refiere a la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, se estima la recuperación de un volumen de 30.l mmb de aceite, y 43.2 mmmpc de gas hidrocarburo, lo que equivale a 40.l mmbpce para el periodo comprendido hasta la vigencia de la Asignación en 2034, sin embargo, el Asignatario contempla un volumen adicional a recuperar de 1.3 mmb de aceite y l.S mmmpc de gas al año 2040, que establece como su límite económico, 6 años después de la vigencia de la misma en agosto de 2034.

Sin perjuicio de lo anterior, el Asignatario deberá tomar en consideración que el límite económico del Plan propuesto se encuentra previsto hasta el año 2040, aunque la vigencia de la Asignación termina en el año 2034, por lo tanto, las actividades (a excepción del Abandono) que se realicen con posterioridad al plazo anteriormente señalado,

quedarán sujetas a que PEP, cuente con derechos de Extracción que le permitan continuar con la misma al amparo de una Asignación o Contrato, conforme al artículo 5 de la Ley de Hidrocarburos.

e) Pozos perforados y pozos a perforar

Dentro del polígono de la Asignación se tienen 13 pozos perforados, de los cuales 12 pertenecen al campo Madrefil y 1 pozo, que es exploratorio, pertenece a otra Asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-06 que traslapa con la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil. De los pozos pertenecientes al campo Madrefil, 6 actualmente son productores fluyentes, 5 están cerrados con posibilidades y 1 se encuentra cerrado sin posibilidades.

En la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación, se considera la continuidad de operación de los pozos actualmente productores, la reactivación de 2 pozos mediante la realización de RMA's y la perforación de 5 pozos adicionales a los que se tenían contemplados en el Plan Vigente.

Dichos pozos a perforar corresponderán a dos pozos Tipos contemplados por el Asignatario cuyos estados mecánicos son mostrados en las Figuras 7 y 8. Las trayectorias de estos pozos serán direccionales para explotar el yacimiento del JSK y horizontales o de alto ángulo para explotar el yacimiento del KM-1, y con diferentes etapas en cada uno de ellos así como la profundidad total desarrollada.

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Figura 7. Estado Mecánico del Pozo Tipo /, Madrefil JSK. (Fuente: PEP)

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Ot rnt.. r produce, 0n C:On"'K!rd.al de h•drocJllrlJuros de- 1onn.aoon Cretk1co Pv1.? o

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Figura B. Estado Mecánico del Pozo Tipo JI, Madrefil KM-/. (Fuente: PEP)

1000

Actualmente se tienen 6 pozos productores fluyendo por flujo natural en el yacimiento JSK. El Asignatario tiene contemplado explotar este yacimiento con el mantenimiento y optimización de la producción base, la realización de 3 RMA's y la perforación y terminación de 3 pozos direccionales tipo J, utilizando terminaciones con TR ranurada y la colocación de empacadores hincha bles.

Así mismo, contempla la implementación del BN como sistema artificial de producción para la optimización de la producción tanto en los pozos perforados como a perforar.

Para el yacimiento del KM-1 (aun sin explotar) contempla como alternativa principal la ejecución de 11 RMA's y la perforación y terminación de 3 pozos de alto ángulo u horizontales, utilizando terminaciones con TR ranurada y la colocación de empacadores hinchables. Igualmente para la explotación de este yacimiento se contempla la implementación del BN como sistema artificial de producción en los pozos a perforar.

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777

f) Análisis técnico de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

Actualmente la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil produce hidrocarburos del yacimiento JSK. Tanto en el Plan vigente como en la propuesta de modificación se contemplan explotar el yacimiento Cretácico Medio-Inferior aunado a la explotación del yacim iento JSK.

• Alternativas de desarrollo evaluadas

Con el objetivo de proponer la mejor alternativa para la propuesta de modificación del Plan de Desarrollo, el Asignatario planteó 5 alternativas que se describen en la Tabla 7, las cuales están enfocadas a la recuperación de la reserva remanente 3P y 2P.

Características Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3 Alternativa 4 Alternativa S' (Seleccionada)

Metas Físicas (Número)

Terminación de pozos de desarrollo 6 5 4 3 10

Intervenciones mayores a pozos 14 14 5 5 14

Duetos 4 2 4 2 5

Producción

Aceite (mmb) 31.4 257 205 148 39.6

Gas (mmmpc) 44.7 37.0 31.3 23.6 553

Gastos de operación (mmUSD) 671.4 534.2 444.0 306.8 8403

Inversiones (mmUSD) 344.8 311.2 264.3 230.3 4496

Indicadores económicos

VPN Al (mmUSD) 1,158.9 944.3 796.2 5816 1.382.1

VPN DI (mmUSD) 173.7 120.3 90.1 36.6 192.7

VPI (mmUSD) 271.2 2441 2156 1885 354.3

VPN/VPIAI 4.3 3.9 3.7 31 39

VPN/VPI DI 0.6 0.5 0 .4 0 .2 0.5

1 Alto riesgo geológico. Tabla 7. Resumen de las alternativas propuestas para la extracción

(Fuente: PEP)

Alternativa 1

En dicha alternativa se tiene como objetivo la explotación de la reserva 3P del yacimiento JSK mediante recuperación primaria, con 3 RMA's y la perforación y terminación de 3 pozos direccionales tipo J, además de actividades para el mantenimiento de la producción base y la implementación del BN como sistema artificial de producción y considera la construcción de 4 duetos {l oleogasoducto, 2 gasoductos y l línea de descarga) y de un cabezal periférico para manejar la producción de los pozos Madrefil-40 y 41. Para la extracción de los hidrocarburos del yacimiento KM-I el objetivo consiste en explotar la reserva 3P de igual manera mediante recuperación primaria, con ll reparaciones mayores y la perforación y terminación de 3 pozos de alto ángulo u horizontal, además de actividades para el mantenimiento de la producción base y la implementación del bombeo neumático como sistema artificial de producción, utilizando la infraestructura existente. Lo anterior para recuperar una reserva de 31.4 mmb de aceite y 44.7 mmmpc de gas.

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Alternativa 2

Esta propuesta considera la explotación de la reserva 2P del yacimiento del JSK y la reserva 3P para el yacimiento del KM-I, con la perforación y terminación de 5 pozos de desarrollo y 14 RMA's, además de actividades para el mantenimiento de la producción base y la implementación de BN en los pozos. Adicionalmente solo contempla la construcción de 2 duetos (1 o leogasoducto y 1 gasoducto), con el objetivo de recuperar 25.7 mmb de aceite y 37 mmmpc de gas; lo anterior en caso de que el pozo Madrefil-41 resultara improductivo en la formación JSK.

Alternativa 3

Esta propuesta es semejante a la alternativa 2, con la diferencia que considera la explotación de la reserva 3P de la formación JSK y 2P para el yacimiento KM-I, la cual consiste en la perforación y terminación de 4 pozos de desarrollo y 5 RMA's, Respecto a infraestructura, contempla la construcción de 3 duetos (1 oleogasoducto, 2 gasoductos y l línea de descarga). así como l cabezal periférico para manejar la producción de los pozos Madrefil-40 y 41. Lo anterior en caso de que el pozo Madrefil-121 muestre un resultado de improductivo en la formación del KM-1.

Alternativa 4

Esta propuesta considera el supuesto de que los pozos Madrefil-41 y Madrefil-141 presenten condiciones diferentes a las esperadas, contempla la exp lotación de la reserva 2P del campo con la perforación y terminación de 3 pozos de desarrollo y la ejecución de 5 RMA's, además del uso del BN para optimización de la producción. Adicionalmente contempla la construcción de 2 duetos (l oleogasoducto y 1 gasoducto), con lo que el objetivo es recuperar una reserva de 14.7 mmb de aceite y 23.5 mmmpc de gas.

Alternativa 5

Esta propuesta considera el éxito de las actividades contempladas en la alternativa 1, por lo tanto, adiciona la perforación de 4 pozos adiciona les, 2 de ellos con objetivo al JSK y 2 con objetivo al KM-I para otro bloque. Aunado a lo anterior se ejecutarían el mismo número de RMA's contempladas en la alternativa l y la construcción de 1 oleogasoducto adicional a la infraestructura contemplada en la alternativa l. Sin embargo a pesar de ser la alternativa que recuperase el mayor volumen de aceite y gas, se ve afectada por que presenta el mayor riesgo geológico y depende del éxito volumétrico en todos los pozos contemplados en la alternativa l.

Derivado de la evaluación a las alternativas señaladas en la Tabla 7, el Asignatario manifiesta que la Alternativa 1 es la que ofrece un balance óptimo entre promesa de valor y la eficiencia de inversión ya que ofrece un VPN positivo aún después de impuestos y la mejor relación de VPN/VPI antes y después de impuestos.

Aunado a lo anterior, el Asignatario manifestó que actualmente cuenta con la infraestructura para la utilización del BN como sistema artificial de producción para la optimización de la producción de los yacimientos del campo.

Resulta conveniente mencionar que (adicionalmente al aná lisis documentado por el Asignatario). si bien la alternativa 5 plantea recuperar un volumen adicional a las otras cuatro, dicha alternativa requiere 104.8 mmUSD, 138.4 mmUSD, 185.3 mmUSD y 219.3 mm USO más de inversión respecto de la alternativa 1, 2, 3 y 4 respectivamente, lo cual se

ve reflejado en el Valor Presente de la Inversión (VPI) de los indicadores económicos documentados por el Asignatario.

Con relación al factor de recuperación a la vigencia de la Asignación, se estima que para el aceite será de 23 % y 25.4 % para el gas, en la alternativa seleccionada. Aunque, como fue mencionado anteriormente, el Asignatario observa potencial para recuperar hidrocarburos más allá de la vigencia del título de Asignación con la finalidad de recuperar la totalidad de la reserva 3P, para lo cual estima que el factor de recuperación de petróleo será de 23.4 % y 25.8 % para el gas, al límite económico que es en el año 2040.

La Tabla 8 muestra la información que el Asignatario pretende adquirir con el objetivo de actualizar los análisis y estudios de yacimientos, lo anterior, le permitía disminuir los riesgos asociados a la actividad e incrementar la certidumbre en la extracción de hidrocarburos.

Tipo de información Descripción

Re-procesos sísmicos Se contempla para mejorar la imagen sísmica de la estructura (RTM} para delimitar a detalle el yacimiento.

Modelo Ceo-mecánico Se contempla tener dicho modelo para el diseño de pozos y optimizar la explotación de los yacimientos.

Se contempla para conocer la mineralogía y propiedades petrofísicas de la formación a nivel de los objetivos para tener un punto de referencia dentro del bloque productor, y realizar análisis

Núcleos convencionales especiales a los núcleos como son: registro gamma espectral, difracción de rayos X, pruebas de presión capilar, petrofísica básica a tapones, presión de sobrecarga y análisis de mojabilidad para identificar saturaciones residuales y propiedades petrofísicas.

Modelo lito lógico Se contempla representar en el modelo geológico 3D el comportamiento dinámico.

Tabla 8. Toma de 1nformac1ón requenda para el desarrollo del campo Madrefil. (Fuente: PEP)

Adicionalmente a la toma de información de la Tabla 8, el Asignatario pretende realizar un estudio de actualización del modelo geológico a nivel de los dos yacimientos: Cretácico y JSK, con la finalidad de obtener una mejor propagación de las propiedades petrofísicas para la predicción e identificación de zonas con mejores propiedades en términos de la calidad como roca almacén. Adicionalmente, se planea generar un modelo de fracturas concordante con el comportamiento dinámico del campo, integrando la mayor información disponible de los yacimientos.

• Actividades físicas y volúmenes de hidrocarburos a recuperar (a la vigencia de la Asignación)

La propuesta de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil, considera en el periodo 2019-2034, 6 perforaciones de pozos y 6 terminaciones, 12 RMA y 1,548 RME. Se estima recuperar un volumen de 30.l mmb de aceite y 43.2 mmmpc de gas que en petróleo crudo equivalente corresponde a 40.l

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mmbpce, con una inversión de 333 mmUSD y un gasto de operación de 600.4 mmUSD para la Asignación, sin embargo, el no realizar la totalidad de la actividad de extracción proyectada al límite económico, no será posible desarrollar el total de las reservas 3P certificadas al l de enero de 2019.

El Asignatario observa potencial para recuperar hidrocarburos más allá de la v igencia del título de Asignación. Con la finalidad de recuperar la totalidad de la reserva 3P, PEP pronostica una inversión de 344.8 mmUSD y un gasto de operación de 671.4 mmUSD, en el período 2019-2040, asociado a 31.4 mmb de aceite y 44.75 mmmpc de gas, lo que en petróleo crudo equivalente representa 41.7 mmbpce.

En la Figura 9 y 10 se muestran la ubicación de los pozos actuales y de los pozos propuestos para perforación para cada yacimiento.

Figura 9. Mapa estructural con la ubicación de los pozos en el yacimiento Cretácico Medio e Inferior de la Asignación.

(Fuente: PEP)

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Figura 70. Mapa estructural con lo ubicación de los pozos en el yacimiento JSK de lo Asignación. {Fuente: PEP)

• Esquema de explotación propuesto

Derivado del análisis realizado a la estrategia presentada en la propuesta de modificación al Plan, se obseNa que esta guarda consistencia con la presentada en el Plan Vigente (respecto a los yacimientos a explotar). En esta propuesta el Asignatario considera la explotación del yacimiento del KM-1 a la par que el desarrollo del yacimiento del JSK. Respecto a la explotación para el yacimiento del JSK, derivado de los resultados obtenidos con la perforación de los pozos (producción máxima no alcanzada) se ha determinado incrementar dicha actividad física para obtener un volumen semejante de hidrocarburos respecto a lo contemplado en el Plan vigente.

Yacimiento Cretácico Medio-Inferior.

Este yacimiento no ha sido explotado a la fecha, en el Plan Propuesto se considera util izar tecnologías enfocadas a la optimización de la producción y minimizar los costos de intervenciones futuras, como es el caso de la perforación de pozos horizontales o de alto ángulo para incrementar el área de contacto entre el yacimiento y el pozo para atravesar el mayor número de fracturas. También se contempla el uso del BN para reducir e l factor de declinación mensual de los pozos y con ello mantener la plataforma de la producción base. ·

Aunado a lo anterior, el Asignatario cuenta con información de este yacimiento como lo es: datos petrofísicos obtenidos del análisis o estud ios a tres núcleos obtenidos, y características de los hidrocarburos esperados observados en la prueba del pozo Madrefil-31. Con los resultados obtenidos de la evaluación petrofísica el Asignatario actualizó al modelo estático para este yacimiento con lo cual obtuvo el área explotable mediante atributos geofísicos. A la par de este modelo llevó acabo la caracterización de un modelo de fracturamiento derivado de las evidencias mostradas durante la

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perforación de los pozos en el desarrollo del campo, con el cual visualizó las zonas de mayor fractura miento en las cuales propone las localizaciones a perforar.

Yacimiento JSK.

Para este yacimiento el Asignatario lo continuará explotando mediante RMA's, RME's y perforaciones con sus respectivas terminaciones de pozos.

Así mismo, mediante el método de balance de materia, validó el volumen original de Hidrocarburos en sitio y determinó el mecanismo de empuje predominante, el cual resulta ser expansión roca-fluidos, presentando un acuífero de baja intensidad sin aportar energía al yacimiento. También se contempla el uso del BN para reducir el factor de declinación mensual de los pozos productores.

Para este yacimiento todavía no se alcanza la presión de saturación, ya que la presión actual estimada por el Asignatario es de 425 kg/cm2 y el yacimiento aún se encuentra .a 161 kg/cm2 antes de alcanzar dicha presión de saturación.

Las reservas de la Asignación se recuperarán en el año 2040, por lo tanto hasta esta fecha se contempla concluir con el taponamiento de pozos y las actividades de abandono de duetos e infraestructura (líneas de BN y líneas de Pera).

g) Comparativo del Campo Madrefil a nivel internacional

Con el objeto de determinar si el Asignatario propone una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del campo Madrefil procurando la maximización del factor de recuperación considerando el máximo potencial de los yacimientos a la fecha del límite económico, la Comisión realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e internacionales de características y propiedades similares a las del campo Madrefil para los yacimientos JSK y Cretácico. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran costa dentro (ver Tabla 10 y 11).

En la Tabla 9 se muestran las características y propiedades utilizados para la selección de los campos análogos:

Característica Descripción Tipo de hidrocarburo Aceite

Densidad (ºAPI) 36-45 Edad geológica Cretácico y Jurásico Superior

Litología Calizas y dolomías Mecanismo de empuje principal Gas en solución y Expansión roca-fluido

Ambiente de depósito Carbonatos de baja y alta energía Ubicación Costa dentro

Tabla 9. Criterios de selección del análogo y características del Campo Madrefil. (Fuente: Comisión)

Se utilizó la base técnica de datos disponible en la Comisión para comparar el desarrollo de campos internacionales y nacionales con el desarrollo propuesto para el campo Madrefil. La información técnica indica que los campos Asab, Bu Hasa, Dukhan, Cárdenas y Bellota ubicados en Emiratos Árabes Unidos, Qatar y México, presentan características similares al campo en estudio.

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A continuación, en las Tablas 10 y 11, se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas características y propiedades.

Cam¡¿o

Cárdenas

Bellota

Madrefil

Asab

Bu Hasa

Dukhan

Cam¡¿o

Litología Ti¡¿o de Densidad

Mecanismos de Producción Fluido (ºAPI]

Calizas y Aceite Expansión roca-fluido y

dolomías volátil 40 empuje por casquete de

gas

Dolomías Aceite 39 Expansión roca-fluidos volátil

Calizas y Aceite 36-40 Expansión roca-fluidos

dolomías volátil

Calizas Aceite 39 Empuje por gas disuelto volátil

Calizas Aceite 39 Empuje por gas disuelto volátil

Calizas Aceite

37 Empuje por gas disuelto volátil

Tabla 70. Campos análogos y sus características. (Fuente: Comisión con datos de base técnica y PEP)

Métodos de Factor de Ti¡¿os de

Recu¡¿eración Recu¡¿eración Pozos

Actuales Pro~ectado {%}

Vertical, Cárdenas Recuperación primaria• 38 horizontal y

multilateral Vertical,

Bellota Recuperación primaria 24.7 direccional y multilateral

Direccional, Madrefil Recuperación primaria 23.4 Vertica l y

Horizontales

Recuperación Direccional,

Asab 45 vertical y secundaria

horizontales

Bu Hasa Recuperación 46

Direccional y secundaria y Terciaria Horizontales

Dukhan Recuperación 38

Direccional y Secundaria Horizontales

•se realizó prueba Piloto de inyección de aire para combustión in-situ. Tabla 77. Campos anólogos y sus características.

(Fuente: Comisión con datos de base técnica y PEP)

Se observa que el factor de recuperación final estimado para el campo Madrefil, está cercano con un campo similar a nivel nacional, pero con respecto a los campos internacionales, como es el caso de los campos Asab, Bu Hasa (Emiratos Árabes Unidos) y Dukhan (Qatar) ,se encuentra por debajo de éstos. La Figura 11 presenta los factores de recuperación de estos campos a manera de referencia.

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CÁRDENAS BELLOTA MADREFIL ASAS BU HASA DU KHAN

Figuro 71. Comparativa de factores de recuperación proyectados. {Fuente: Base de datos técnica y PEP}

De la figura anterior es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo de tipo ligero (36 - 40 ºAPI). de rocas calizas principalmente y dolomías, costa adentro, factores que impactan directamente en el factor de recuperación de hidrocarburos. También, cabe destacar que los campos nacionales (salvo el caso de Madrefil) y los campos internacionales se encuentran en una etapa madura de desarrollo.

Aunado a lo anterior, es de tomar en consideración que en los campos Asab y Dukhan, se han implementado métodos de recuperación secundaria como son la inyección de agua e inyección alternada de agua y gas desde los primeros años de inicio de explotación de los campos, en el campo Bu Hasa, aunado a la recuperación secundaria, se ha utilizado el sistema de recuperación mejorada de inyección de gas miscible y en los campos nacionales únicamente han sido explotados mediante la recuperación primaria.

Con base en los campos análogos internacionales, resulta necesario que el Asignatario con la toma de información propuesta, pueda identificar los mecanismos de recuperación adicionales al comportamiento primario para evaluar su aplicación, de tal manera que le permitan incrementar el factor de recuperación, como se ha hecho en campos con yacimientos similares en otras partes del mundo. Se recomienda observar los Lineamientos de recuperación secundaria y mejorada.

h) Evaluación Económica

Análisis Económico1

~ . Todos 1~ montos señalados en 5ta op;n;ón se p,esentan en dóla,es de abdl del 2019, 1~ pesos en cada ca~ c;::f'7 se convierten a dólares de esa fecha, y posteriormente se actualizan considerando el INPP de Estados Unidos. Lo anterior, para poder realizar los comparativos correspondientes.

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La opinión económica de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil, considera los siguientes conceptos:

a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo;

b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo;

c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de modificación, y

d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo.

a) Variación del monto de inversión vigente respecto a la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

El comparativo presentado en esta sección considera horizontes de tiempo a 2034, es decir la vigencia de la Asignación.

El Plan de Desarrollo vigente de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil considera para el periodo 2015-2034 una inversión total de 1,198.39 millones de dólares: 763.10 millones de el los en Inversión y los restantes 435.29 millones de gasto operativo.

PEMEX erogó en el periodo 2015 a 2018 un total de 299.69 millones de dólares, 258.79 de inversiones y 40.90 de gasto operativo2•

Aunado a lo anterior, se tiene que el Asignatario propone erogar un monto de 926.54 millones de dólares a 2034: 593.66 millones de dólares de gasto operativo y 332.88 millones de dólares de inversión3, éste último monto, considera la totalidad de la Actividad Petrolera de Abandono de todo el proyecto.

Lo anterior, como se muestra en la siguiente Figura 12, significa un incremento del 2.32%, respecto de lo originalmente propuesto en el Plan vigente.

~ --2 De conformidad con la información presentada a la Comisión por el Asignatario en sus reportes mensuales. 3 De esta cifra, 332.88 m illones de dólares 330.27 m illones corresponden a inversión en el período 2019-2034; y 2.62 m illones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo de 2040. Se considera el total del monto de abandono (a 2040), en virtud de la obligación que t iene el Operador de realizar tal actividad independientemente del periodo a considerar.

t

Comparativo de Inversión y Casto Operativo Vigente vs. Modificación

1,198.39

Vigente

(millones de dólares)

Incremento 2.32% - - - - -

1,226. 23

Propuesto

926.54

Realizado 299.69

Realizado+ Propuesto

Figura 72. Comparativo de inversiones totales y gastos operativos d el Plan vigente respec to a lo Modifica ción al Plan (millones de dólares)

(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

b) Descripción del Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

En esta sección se considera un horizonte de tiempo a 2034, es decir, la vigencia de la Asignación.

En la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo, PEP propone desarrollar actividades a partir de 2019 con una inversión de 332.88 millones de dólares4 y 593.66 millones de dólares de gasto operativo, ambas hasta 2034.

El Programa de Inversiones de la Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo presentada por el Asignatario, desglosado por Actividad y Sub-actividad Petroleras se presenta a continuación, esto de conformidad con lo establecido en los Lineamientos para la elaboración y presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción d e hidrocarburos; de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamientos de Hacienda).

• Considera un monto por 2.62 millones de dólares relacionados a la actividad de Abandono con un horizonte de tiempo de 2040. Se considera el total del monto de abandono (a 2040), en virtud de la obligación que tiene el Operador de realizar tal actividad independientemente del periodo a considerar.

- ··~·-' · . · • ~ · , , ' • s .... .n.11 •J.• lt.Jn-•.J•bu,, ..

Producción 50.79%

Desarrollo 48.93%

Abandono

0.28%

Figuro 73. Distribución del Programa de Inversiones por Actividad Petrolero 926.54 millones de dólares.

1

{Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

Total Act1v1dad Sub-Act1v1dad (millones de

dolares)

Generalª $ 311.53

Desarro llo Perforación de pozos $ 127.01

Construcción Instalaciones $ 74.79

Generalb $ 363.76

Pruebas de Producción $ 31.57

Ingeniería de Yacimientos $ 0 .16

Producción Construcción Instalaciones $ 0.52

Intervención de Pozos $ 68.28

Operación de Instalaciones de Producción $ 4.18

Duetos $ 0 .33

Seguridad, Salud y Medio Ambiente $ 1.86

Abandono Desmantelamiento de Instalaciones $ 2.62

Total Programa de Inversiones $ 926.54

Otros Egresase $ 72.00

Gastos totales $ 998.54 Los sumos pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo. o. Considera un monto por 24.57 mm USO de inversión y 286.97 mm USO de gasto operativo. b. Considero un monto por 57.07 mm USO de inversión y 306.69 mm USO de gasto operativo. c. Se refiere o los erogaciones por concepto de manejo de lo producción en instalaciones fuero de lo Asignación Modrefil.

Tabla 72. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera (millones de dólares)

- , ......... 1, ·., , ,. • ' 1 ' ~~~ 4

c) Consistencia de la información económica y las actividades propuestas en la Solicitud de modificación

Al respecto, se revisó y corroboró que la información económica fuera consistente con las actividades propuestas y estuviera presentada de conformidad con lo establecido en los Lineamientos de Hacienda.

d) Evaluación económica del proyecto de Solicitud de modificación al Plan de Desarrollo

En este apartado, se presentan los indicadores económicos obtenidos del análisis de la Comisión, a partir de los perfiles de costos, producción y tipo de cambio propuestos por el Asignatario a la vigencia de la Asignación en 2034.

La evaluación económica se efectuó considerando las siguientes premisas:

Premisas Valor Unidades Producción de aceite 29.95 mmb Producción de gas 43.04 mmmpc Gas a ventaª 104.97 mmmpc Precio del aceite (Promedio) 64.34 USD/b Precio del gasb 2.93 USD/mmBTU Inversiones 332.88 mmUSD Gasto operativoc 593.66 mmUSD Otros egresosd 72 mmUSD Tasa de descuento 10 % Tipo de cambio 20.5 MXN/USD

o. Gas producido (43.04 mmmpc) y gas adiciono/ (63.48 mmmpc) menos gas no aprovechado (1.55 mmmpc). b . índice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por lo Comisión Reguladora de Energía para la Región VI (donde se ubica el Campo Madrefil) en mayo de 2079 en dólares por millón de BTU. c. Considera un monto por 50.32 millones de dólares asociados al concepto "Reserva laboral" el cual, fue considerado como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica. d. Monto que Pemex especifica se refiere a las erogaciones por concepto de manejo de la producción en instalaciones fuera de la Asignación Madrefil. En tal virtud, éste se consideró como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica.

Tabla 13. Premisas consideradas al realizar la evaluación económica.

variables y consideraciones descritas, con una tasa de descuento de 10%, se muestran a continuación:

Los resultados del ejercicio de evaluación económica que se obtienen considerando las ~

- , ,~,~~ '• , ' • ' , • ,- • '• N..c-,vo,al,lo.

thdn,c,1,f.,vr11\ +

Indicador

VPN (mmUSD)

T IR

VPI (mmUSD)

VPN/VPI

Antes Impuestos Después Impuestos

952.70 39.78

Indeterminada Indeterminada

253.16

3.76 0 .16

Tabla 74. Indicadores económicos obtenidos a partir de las premisas e información de PEP. (Fuente: Comisión con la información presentada por PEP}

A partir del análisis correspondiente a la evaluación económica, se observa que de las estimaciones propuestas deriva un proyecto rentable y económicamente viable, considerando lo establecido en los Títulos Tercero y Cuarto de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, en cuanto al régimen fiscal aplicable; como sin considerarlo.

i) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

La Asignación A-0201-M - Campo Madrefil cubre un área de 47.06 km2 y está geográficamente localizado en la parte Suroeste del estado de Tabasco, aproximadamente a 17 km al Oeste franco del municipio de Comalcalco, dentro del área que cubre el Activo Integral de Producción Bloque Sur 03.

El objetivo de la modificación de la Asignación contempla maximiza r el valor económico de la Asignación, recuperando un volumen de reserva de 31.4 mmb y 44.7 mmmpc al límite económico en 2040, con un factor de recuperación final de aceite de 23.4% y de gas de 25.8% hasta la categoría de reserva 3P, esto mediante la perforación y terminación de 6 pozos de desarrollo y la ejecución de 14 reparaciones mayores.

La infraestructura con la que cuenta actualmente el Asignatario está integrada por dos cabezales periféricos denominados Madrefil 61 y Madrefil l , los pozos perforados en la Macropera Madrefil 61 se recolectan en el cabezal periférico Madrefil 61 y la producción es manejada en un oleogasoducto de 12" 0 x 2.5 km hacía el cabezal periférico Madrefil l, en donde se mezcla con los pozos perforados de la Macropera Madrefil l y posteriormente el total de la Asignación Madrefil es manejada por un oleogasoducto 12" 0 x 0.5 km del cabezal Madrefil l a la interconexión con el oleogasoducto de 24"0 x 20.0 km que transporta la producción a la batería Bellota.

En la Batería Bellota se maneja la producción de la asignac1on A-0201-M - Campo Madrefil, con las asignaciones A-0372-M - Campo Yagua!, A-0252-M - Campo Palangre, A-0087-M - Campo Chinchorro, A-0050-M - Campo Bricol, A-0046-M - Campo Bellota, A-0088-M - Campo Chipilín, A-0096-M - Campo Cobra, A-0119-M - Campo Edén-Jolote y A -0250-M - Campo Paché, en donde los gases segregados en baja presión, se envían a rectificación y compresión, para finalmente enviarse en presión intermedia a ECO Paredón mediante un gasoducto de 16" 0 x 33.9 km, en compresoras Paredón los gases en alta presión son enviados mediante un gasoducto de 36" 0 x 21.9 km al Centro Petroquímico de Gas Cactus (CPGC) y los líquidos separados son enviados al proceso de estabilización, donde los vapores generados en la etapa de estabilización, son comprimidos en las unidades recuperadoras de vapor, para ser alimentados a la succión de la primera etapa de los turbo-compresores d e ECO Bellota y los líquidos estabilizados

t

se envían a almacenamiento, donde por gravedad se separa el agua congénita, el agua congénita es tratada y posteriormente es inyectada al pozo Bellota lA y el aceite fina lmente se envía al Centro de Almacenamiento y Bombeo Cactus (CABC) para su tratamiento de deshidratación, desalado y almacenamiento, mediante un oleoducto de 16" 0 x 46.7 km (Ver figura 14).

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S1mbologla ----2, O'20.0km

Est•don dt Coflll't'Hlon

Esbldon c1t Compml6n ,......, ,:-6.., C.P.G Cad\11 lilJ 36" O '2U km

1ro1¡¡ am ------ -------------------t.A8CKluS 1i"OaHkm

Figura 14. Diagrama General del manejo futuro de /os hidrocarburos de la Asignación A-0201-M -Campo Madrefi/.

{Fuente: PEP)

La Asignación A-0201-M - Campo Madrefil tiene en operación 3 oleogasoductos, uno de 12" 0 x 2.5 km del cabezal Madrefil 61 al cabezal Madrefil l, otro de 8" 0 x 4.6 km del cabezal Madrefil l a la interconexión eon el oleogasoducto de 16" 0 cabezal Chinchorro-Batería Bellota 114 y otro de 12" 0 x 0.5 km, del cabezal Madrefil l a la interconexión con el oleogasoducto de 24" 0 x 20 km del cabezal Bricol 2DL a batería Bellota, este oleogasoducto de 24" 0 x 20 km del cabezal Bricol 2DL a Batería Bellota, no pertenece a la asignación Madrefil. El aceite y gas producido en el campo Madrefil, es segregado en la batería Bellota, que no pertenece a la asignación Madrefil.

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11 .. tr,•.ut.,,m.l' t

lbdrefll 11 Mad,-ef11 62 Madr•UI 32 lbdl'9nl 1 MadrelU l•A Uadrefll 51

Madr1ffl 61

12"0xS.7km BN 8"0x42km

• CM>eul

ChlnchOrro 1 r-------------...... , •• -

6"f/Jx6.9km _ 1D.1T0x6.6km

10"" 0J. 7 J km 16"01137km lE@Xfi 5km

Bac•na 8 etlo1• 114 Batena Bellota

Cardena1- Non• 16" 0x 19.Hm

Nodo CMdtnas 16" 0 x 24.2 km

o,i,.za¡

BIICOI 2 DL

S1mbologr.,

24" 0 x 6.2 km

24"0x1J.8km

EMaclOn d• Compreslon

B1lloIa

1

16" 0 x 33.9 km

ES1ac:lon de Compr111on

Paredon ;+:,... C.PGC..:h,.

IIIIJ~ x21.9km

,._ _______ ,_ ____________________________ ►C.A.B Coctuo

l6"0x7.Skm

Figura 15. Diagrama General del manejo actual de los hidrocarburos de la Asignación A -0201-M -Campo Madrefil.

(Fuente: PEP)

Madrefil 51 Madrefil 52 Madrefil 32 Madref1I 1 -· 3-A lúdnfil 51

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E,. :' ' ~ ··.,:¡Ji¡ Madnfil 141 ~ Madrefil 151

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16" 0 X 13.7 km

12" 0 X S.7 km BH

Batena Bellota 11,

16"0x 19.Hm

Nudo Cárdenas 16" 0 • 24.2 lan

Cabellll

Bncol2lll.

24" 0 X 6.2 km

S1mbologill

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Madrefil 40 Madrefíl41

24"0X13-8km

16" 0 X 33.9 km

Estaaon de CompreSIOII

Paredón

C.P.G Cactus

36" 0 X 21.9km

.,_ _______ ..., ______________________________ .._,..., Cactus

16"0X7.5km

Figura 76. Diagrama General del manejo futuro de los hidrocarburos de la Asignación A -0201-M -Campo Madrefil.

(Fuente: PEP}

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11,.Ju.~11.,im..,

El Asignatario presentó que, para la medición de referencia de los hidrocarburos líquidos cambiará, a partir de 2020, de la CAB Cactus a la Planta Deshidratadora Cardenas Norte como se señala en las siguientes figuras 17 y 18. El nuevo esquema de procesamiento para la Planta Deshidratadora Cárdenas Norte contempla la separación, estabilización, deshidratación y desalado de aceite; tratamiento e inyección de agua congénita, así como los servicios auxiliares requeridos para el proceso, acondicionando el crudo para su envío al e.e.e. (Centro de Comercialización de Crudo) Palomas sin tener que enviar el crudo a la C.A.B. (Centro de almacenamiento y bombeo) Cactus para la deshidratación y desalado.

Otras Comentes

Madrefil

-----1 Comente Paredoo (Bellota Cárdenas, Paredón)

SMRA-AJPB S03-CORR

PAREOON CAB. Cactus

8 S Bellota MRA-APBJ.BSBEL-1 MTCA·APMM.CABC-01 CCC. PALOMAS

Otras Comentes ___ _.

AJPBS03

Comente Paredón

Medición Operacional

Medición de Transferencia

Medición de Referencia

Medición Fiscal

Figura 77. Diagrama General del manejo actual de los hidrocarburos líquidos de la Asignación A-0201-M - Campo Madrefil.

(Fuente: PEP)

otras Comentes

-------- ' -------------------------Madrefil

Otras Comentes AIP8S03

Comente Paredón

Planla Oesh1dratadora Cardenas Norte

PA-101 (provisional) CCC. PALOMAS

Medición Operacional

Medición de Transferencia

Medición de Referencia

Medición Fiscal

Figura 78. Diagrama General del manejo futuro de los hidrocarburos líquidos de lo Asignación A-0201-M - Campo Madrefil.

{Fuente: PEP)

Cabe hacer mención que, para los hidrocarburos líquidos y gaseosos la medición fiscal serán los mismos Puntos durante la vigencia del Plan, mismos que se definen más adelante.

Derivado de la solicitud de Plan de Desarrollo de la Asignación A-0201-M - Campo Madrefil y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 28 42, 43 y 44, de los LTMMH, la Dirección General de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información

presentada por el Asignatario, con la finalidad de dar cumpl imiento a la regulación vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se identifica la siguiente p ropuesta evaluada:

Por lo que en complemento de lo anterior PEP real iza la siguiente propuesta para los Puntos de Medición para el Petróleo, Gas y Condensado de la Asignación:

Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Petró leo, PEP manifiesta que, una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente, este es env iado a los Puntos de Medición del Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas mediante los sistemas PA-100, PA-200, PA-300, y son asignados mediante la metodolog ía de prorrateo presentada en el Plan d e Desarrollo hacia la Asignación (Ver figuras 75 y 76).

Medición Gas Natural

Para el manejo, medición y determinación del volumen y cal idad d el Gas PEP manifiesta que una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado a los Puntos de Medición de los Centro de Proceso de Gas Cactus PM-66 y el Centro de Proceso de Gas Nuevo Pemex PM-11 donde se medirá de manera directa y su cal idad determinada a través de c romatografía de conformidad con e l artículo 25 de los LTMMH, y son asig nados mediante la metodología de prorrateo en el Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

OtrM Comente,

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Madrefil

L--Balerta de Separac1on

Bellota MR(l.Al'BJ 8EUO-PO-J5 MRG· AP8J- BEUO-f'O.Jó t,IRG.Al'BJ BEI.LO-P0-'7

Estación de Compresión Bellota

PAOMEO-OGMI AC 181.L PAOMEO-OGld'l EC8ll PAOMEIH)GTC7 EC !BU

Medición Operacional

Medición de Transferencia

Estación de Compres16n Paredón PAOME0-00"41 Eca>AR PAOMED-00"'2 ECQ>AR PA0"4fD.OOWEca>AR

[ : 1 Estac10n de Compresión Ju¡o

PAOME0-001,1:i.ECOJUJ PAOMEIHlOIA3-ECC\Jl11 PAOMED OOTCII-ECOJUJ

Medición de Referencia

Medición Fiscal

(

CPG Cactus CPG Nuevo Pemex

Figura 79. Ubicación Puntos de Medición d e Asignación A-0207-M - Campo Madrefi l para Gas. (Fuente: PEP)

Medición de Condensado

Para la medición de condensados PEP presentó que el análisis cromatográfico no es tomado en un punto más cercano a la Asignación Madrefil, toda vez que se considera poco representativo pues se encuentran en una corriente multifásica (gas-aceite-agua), por lo que se ratifica q ue, derivado de la filosofía e infraestructura en las Estaciones de Compresión Paredón y Jujo est as son las ubicaciones para la determinación del volumen del condensado donde se encuentra en una sola fase la corriente de gas de la Asignación Madrefi l, la determinación se realizará de manera teórica bajo el sustento de la norma API M PMS 74.5 (en tanto no exista normativid ad que la sustit uya) respecto a la cua l su

objetivo es conocer el volumen de condensados contenidos en el gas que serán recuperados en las posteriores etapas del proceso de acondicionamiento del gas, los cuales son cuantificados principalmente en los Puntos de Medición para Condensados Centro de Proceso de Gas Cactus y Centro de Proceso de Gas Nuevo Pemex.

Medición de agua

El agua obtenida del Campo A-0201 -M - Campo Madrefil es medida en la Batería de Separación Bellota midiéndola de la siguiente manera (ver también figura 20):

• Diariamente al corte de las 05:00 hrs. se determinan los niveles de agua y aceite en todos los tanques atmosféricos, por consiguiente, el volumen correspondiente es reportado para cada una de las fases.

• En los tanques que se cuenta con infraestructura para drenar el agua residual, se procede a enviar este fluido a pozos inyectores (pozo Bellota 1-A)

• El agua que no se inyecta al pozo es enviada en el crudo hidratado a la Planta Deshidratadora Cárdenas, para su proceso final.

Cabe mencionar que previo a la entrada del proceso a la Central de Almacenam iento y Bombeo Cactus, los hidrocarburos líquidos de la Corriente (Baterías Paredón, Bellota y Cárdenas Norte) son cuantificados en un sistema de medición de referencia tipo ultrasónico con Número de TAG SMRA-AIPB S03-CORR PAREDÓN.

SMRA-AIPB S03-CORR PAREDÓN

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Aceite deshtdratado

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Crudo Plltomas

Figura 20. Diagrama de la ubicación del Sistema de Medición de aceite Referencial de la Corriente (Baterías Paredón, Bellota y Cárdenas Norte) a la llegada a la CAB Cactus, TAC SMRA­

AIPB 503-CORR PAREDÓN. (Fuente: PEP)

a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos

Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición para la Asignación A-0201-M - Campo Madrefil se llevó a cabo la siguiente evaluación:

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Figura 27. Evaluación de los Mecanismos de Medición (parte 7).

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Se ttndrin qut 1ndui. mt1hudos. rtc.onoam1t11toi. tvldtntm que

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cabt resaltilr qut tltl uaubtl1d1d se rt1llzari1 a 21 21 Ot las 1eneral1dadts mtUOlo¡IQ il patf'Of'IU n¡c,onaJH o SI ~ embil,¡o de ¡ru1ndo a lo matuftmdo y prtstni-ado por

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Figura 22. Evaluación de los Mecanismos de Medición (parte 2).

Producción y Balance

El operador petrolero presentó los procedimientos para la asignación de la producción, de petróleo y gas con base en las mediciones fiscales, d e transferencia, de referencia y operacionales. Estos procedimientos describen los pasos para asignar la producción a la Asignación A-0201-M - Campo Madrefil y sus respectivos pozos considerando el porcentaje de aportación d e cada una de las corrientes que confluyen a la Batería d e Separación Bellota donde se t iene medición de referencia, estas corrientes corresponden a los campos Bel lota, Chipilín, Chinchorro, Bricol, Edén, Jolote, Paché, Palangre y Yagua l.

37

En lo que respecta a la determinación del volumen de condensados el operador también presenta el procedimiento para estimar el contenido de líquido teórico de una corriente de gas mediante el estándar API 14.5.

El proceso de balance se realiza con los datos diarios de producción, de distribución y los puntos de venta, al fin de mes se verifica la información operativa y oficial, haciendo una nueva iteración en el cálculo de las redes con los datos oficiales se determina la asignación de la producción en función de los resultados provenientes del sistema de medición fiscal.

El punto de toma de muestra para determinar la calidad de los hidrocarburos correspondiente a la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil en su etapa actual y futura se realiza a boca de pozo con una frecuencia semestral. La determinación de la calidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos para efectos operacionales se realiza en el laboratorio de Producción Comalcalco del Activo Integral de Producción Bloque Sur 03.

Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV d e los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.408/2019 de fecha 18 de julio de 2019, a lo cual mediante Oficio 352-A-1-015 con fecha del 22 de julio de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de los Puntos de Medición propuestos por el Operador para la Asignación correspondiente a A-0201-M - Campo Madrefil " ... siempre que los mecanismos de medición asociados a la propuesta permitan la medición y determinación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la Comisión relacionado con esta propuesta" manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

1) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.

2) ObseNar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual of Petroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, en virtud de las característ icas de los hidrocarburos extraídos, obseNando en todo momento lo indicado en este artículo.

4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo 41 de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e internaciona les que correspondan y en caso de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos lineamientos.

5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera prever la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Operador cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir,

- , .. ,, ... ~ N.111 .. 11l.lol•lii• tt,.ju•.11l,u10"

es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo de la Asignación, en términos del presente análisis técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.

Obligaciones de PEP:

l . PEP deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas y evaluadas en el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con lo establecido en el presente Dictamen,

2. Dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición y Comercial ización de la Producción cuando se finalice con cada una de las actividades relacionadas con la medición de los hidrocarburos presentadas por el Asignatario en el Plan de Desarrollo,

3. Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medición como lo estipula el artículo 48 de los LTMMH,

4. Los vol u menes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensado producidos, así como los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los formatos de los LTMMH y normatividad vigente. Asimismo PEP deberá entregar el reporte de Producción Operativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno.

S. PEP deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medición basado en la norma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los LTMMH, el cual contendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas de medición y los Mecanismos de Medición,

6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar el balance de los autoconsumos y características de los equipos generadores de autoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua de inyección,

7. Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usados en los Puntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional, referencia y transferencia, conforme a lo establecido en el presente Dictamen,

8 . El Asignatario deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acredite que el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de Medición,

9. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH,

10. El Asignatario deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en laboratorio del Gas Natural producido, así como un análisis cromatográfico en el Punto de Medición para la determinación de 1~ calidad, mismo que deberá remitifi ~~ a la Comisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH. lfJf'

7-, "7

+

11. Deberá ser evaluada y actualizada la propuesta de los Indicadores de desempeño para cumplimiento, con la finalidad de contar con evidencia de estos, para demostrar el desempeño de los instrumentos de los Mecanismos de Medición.

PEP deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los LTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen.

Así mismo es necesario que PEP cuente con información actualizada sobre los diagnósticos, programas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre del volumen medido estimado sobre el volumen a condiciones de referencia, monitoreo y transmisión de los datos en tiempo real y de cada una de las variables asociadas a los Sistemas de Medición de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal). ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecanismos de Medición y por ende al Sistema de Gestión y Gerencia miento de la Medición.

Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los LTMMH, PEP deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados mediante el presente Dictamen, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados lineamientos.

j) Comercialización de Hidrocarburos

La evaluación se realizó de conformidad con el procedimiento establecido en los Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones. La cual, considera la estrategia de comercialización presentada por PEP en el Plan y lo establecido en las fracciones 111.2.4.3 y 111.2.4.4 del Anexo 11 de los Lineamientos.

Derivado de lo anterior, se concluye lo siguiente:

La producción de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil es transportada a la Batería de Separación Bellota por medio de dos cabezales periféricos denominados Madrefil 61 y Madrefil 1, los pozos perforados en la macropera Madrefil 61, se recolectan y la producción es manejada en un oleogasoducto hacia el cabezal periférico Madrefil l , y posteriormente la producción es enviada por un oleogasoducto hacia la interconexión con el oleogasoducto donde la mezcla de hidrocarburo llega al cabezal de pozos de la Batería, posteriormente pasa a la sección de separadores, en esta etapa se separa el gas pasando a rectificación, de esta etapa es enviado a succión de Compresoras Bellota y de ahí enviado a succión de compresión de E.C. Paredón y E.C. Jujo y posteriormente enviado al Centro Procesador de Gas Cactus.

El Asignatario hace mención que en la Batería Bellota se maneja la producción de diversas Asignaciones entre ellas la del campo Madrefil, en donde los gases segregados a baja presión se envían a rectificación y compresión, para finalmente enviarse en presión intermedia a ECO Paredón mediante un gasoducto, una vez en compresoras Paredón los gases en alta presión son enviados mediante un gasoducto al Centro Petroquímico de Gs Cactus (CPGC) para su tratamiento y adecuación para cumplir con las especificaciones

40

comerciales de venta y distribución y los líquidos separados son enviados al proceso de estabilización, donde los vapores generados en esta etapa, son comprimidos en las unidades recuperadoras de vapor, para ser alimentados a la succión de la primera etapa de los turbocompresores de ECO Bellota y los líquidos estabilizados se envían a almacenamiento, done por gravedad se separa el agua congénita, la cual es tratada y posteriormente inyectada al pozo Bellota l ª , finalmente el aceite es enviado a l Centro de Almacenamiento y Bombeo Cactus (CABC) para su tratamiento de deshidratación, desalado y a lmacenamiento.

El Asignatario hace mención que el Campo Madrefil considera la recolección, procesamiento y el transporte de los hidrocarburos extraídos del subsuelo, mediante un sistema de duetos, instalaciones de proceso que van desde los pozos hasta su punto de transferencia de custodia, donde se tiene establecido un acuerdo de tarifas para la prestación de los servicios logísticos hasta los distintos puntos de comercialización.

Cabe resa ltar que, para la tarifa de aceite se consideraron la recolección por duetos y el tratamiento, acondicionamiento y bombeo de aceite en la B.S. Bellota y para el gas en la E.C. Bellota, así como su transporte por Pemex Logística hacia los diferentes puntos de venta y comercialización que son: para aceite Nuevo Teapa, Pajaritos y Salina Cruz y para gas los C.P.G. Cactus y Nuevo Pemex.

Adicionalmente, el Asignatario hace menc1on que, aunado a las tarifas preliminares estimadas de Pemex Exploración y Producción, se requiere sumar las tarifas que se tienen acordadas de PEMEX Logística, PEMEX Transformación Industrial (TRI) y PMI, según corresponda el punto de Venta.

k) Programa de Aprovechamiento del Gas Natural

El Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado de la Asignación A-0201-M­Campo Madrefil fue aprobado el 20 de junio de 2018 mediante la Resolución CN H.E.37.002/18.

El Asignatario presentó en la modificación al Plan de Desarrollo, el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, el cual fue analizado por esta Comisión y se concluye que la solicitud no considera modificación respecto a la MAG anual contemplada y al tiempo en el cual se alcanzaría dicha meta, ya que esta meta había sido alcanzada desde la fecha en que fue aprobado dicho PAGNA, por lo tanto se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión.

El objetivo del programa de Aprovechamiento de Gas planteado por el Asignatario es fomentar la protección ambiental y la sustentabilidad aunado a la maximización del uso y aprovechamiento del Gas Natural Asociado, basado en las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos (Disposiciones Técnicas) y normatividad aplicable en la materia. Teniendo como premisa el no venteo de gas como condición normal de operación y un máximo aprovechamiento del gas en base a las factibilidades técnico-económicas, de conformidad con el artículo 11 de las Disposiciones Técnicas.

Considerando lo establecido en las Disposiciones Técnicas el cálculo de la meta aprovechamiento anualizado se calcula con la siguiente fórmula:

- ,.~,,~~ . . . . --· lldn"'.arhv••"'

Donde:

MAG = Meta de Aprovechamiento Anual t = Año de cálcu lo A= Autoconsumo (volumen/año)

[A+B+C+T]

Gp+GA

B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/año) C = Conservación (volumen/año) T = Transferencia (volumen/año) GP = Gas Natural Asociado producido (volumen/año) GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en el Área de Asignación o Contractual (volumen/año)

Por lo que la meta de aprovechamiento de gas natural asociado (MAG) de la Asignación para el año 2019 es la siguiente:

[o+ o+ o+ 13.588]

MAG -2º19 - 13.169 + 0.691

[13.588]

MAG2019 = 13.86

MAG2019 = 98.0 %

En la Tabla 15 y Figura 23 se muestran los pronósticos de producción del gas natural asociado de forma anual para e l resto de la vigencia perteneciente a la Asignación.

Programa de Gas (mmpcd) 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Producción de gas• 13.169 15.485 15.026 14.682 11.754 9.474 7.623 6.347

Gas Adicional 0 .691 0 .692 9 .191 10.920 10.783 9 .628 14.008 16.432

Autoconsumo 0.000 0.000 0 .000 0.000 0.000 0 .000 0.000 0 .000

Bombeo Neumático (propio) 0.000 0 .000 0 .000 0.000 0 .000 0 .000 0.000 0 .000

Conservación 0.000 0 .000 0 .000 0 .000 0 .000 0 .000 0 .000 0 .000

Transferencia 13.588 15.878 23.918 25.303 22.237 18.802 21.331 22.480

Gas Natural no Aprovechado 0.272 0 .299 0.299 0.300 0.300 0.300 0.300 0 .300

% de aprovechamiento 98.04 98.15 98.76 98.83 98.67 98.43 98.61 98.68

Programa de Gas (mmpcd) 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Producción de gas' 5.162 4 .187 3.597 3.168 2.545 2.282 2.214 1.687

Gas Adicional 19.196 18.693 15.921 12.580 10.368 9.891 9 .122 8 .552

0 .000 0 .000 0 .000 0.000 0.000 Autoconsumo 0.000 0 .000 0 .000 ... 7"77 ~ Bombeo Neumático (propio) 0 .000 0 .000 0 .000 0.000 0.000 0 .000 0.000 0 .000

Conservación 0.000 0 .000 0 .000 0.000 0.000 0 .000 0 .000 0 .000 ft~ Transferencia 24.058 22.580 19.218 15.448 12.723 11.993 11.147 10.049

- '""" .. "' , , ✓ • , , • • , , ' t 1 ' , '/ r N.iclU'\oll •Ir ltiJr,_.MJUrol t

Gas Natural no Aprovechado 0.300 0 .300 0.300 0.300 0.190 0 .180 0 .189

% de aprovechamiento 98.77 98.69 98.46 98.09 98.S3 98.S2 98.33

Los sumos pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo. ·Gas natural producido osociodo (no considero n itrógeno).

?R. l!> <(

~

100

98

96

94

92

90

88

86

84

82

80

Tabla 75. Porcentajes de aprovechamiento para el Plan. {Fuente: PEP)

- MAG Pronosticada - MAGReal - - - MAG mínima

0 .190

98.14

Figura 23. Porcentaje de cumplimiento de aprovechamiento de gas a la vigencia de la Asignación.

(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

Composición del Gas Natural Asociado a producir

En cuanto a la composición del gas, PEP presenta datos actualizados. La Tabla 16 muestra la composición del Gas Natural Asociado representativa de la Asignación.

Cabezal M-1 Fecha de muestra 12/02/2019 Componente V alor Acido clorhídrico o Ácid o sulfhídrico 3.96 Aqua o Aire o

o Cloro o E Contenido de Condensados 0.52

~ Decanos+ o Ul Q¡ Dióxid o de Azufre o e Dióxido de Carbono 2.6 Q¡ Et ano 15.32 e o Et ileno . a. E Helio . o u Heptanos .

Hexanos 0.69 Hidróg eno .

i-Butano 1.22 i-Pentano 0.91

-

<••n~~ 1 .,.,, .J, . ' _, . ~ ... ~ ••

ll1dr1111Arl,uru,.

4J

"' Q) tJ ltl tJ Q)

a. e a.

Metano 62.62 Monóxldo de Carbono -n-Butano 2.86 Nitróqeno 1.77 Nonanos -n-Pentano 0.97 Octanos -Oxigeno -Propano 7.07 Total 100.00 Peso Esoecffico (kg/m') N/O Peso Molecular (g/mol) 25.1779236 Poder Calorífico (BTU/ft') 13276556 Presión (Kq/cm ' ) 7.5 Temperatura (ºC) 33.6 Densidad (Kq/m') N/D

Tabla 16. Análisis de la composición del gas. {Fuente: PEP)

Máxima relación Gas-Aceite a la cual los pozos pueden operar.

Para el caso de la Asignación, el valor máximo de la re lación gas-aceite que permitirá asegurar la maximización del factor de recuperación de hidrocarburos; este valor puede cambiar de acuerdo con las necesidades d e explotación y la vida productiva del yacimiento.

A continuación, en la Tabla 17, se indica la Relación Gas Aceite máxima obtenida de experimentos de laboratorio del análisis PVT.

Asignación

A-0201-M Campo Madrefil

Máxima

600

Tabla 17. Máxima Relación Gas Aceite a la que podrá producir los pozos. (Fuente: Comisión con datos de PEP}

El valor máximo de la relación gas-aceite para la Asignación presentado por el Asignatario es acorde con las actividades y formas de aprovechamiento de gas para la Asignación, las cuales están vinculadas directamente con la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (MAG). Asimismo, de la información de producción de gas y aceite de la Asig nación respecto del mes de marzo de 2019 presentada por el Asignatario ante la Comisión, se determinó la re lación gas aceite de cada uno de los pozos en producción en la cual se puede apreciar que estos operan con una relación gas-aceite menor a la presentada en el PAGNA, como se muestra en la Tabla 18.

+

Producción petróleo Producción total de

Relación Cas Pozo (bpd)

gas Aceite (m1/m3)

11 11 (mmpcd) 1

Madrefil-1 2,969 5.67 340 Mad refil-11 2,139 3.07 256

Madrefil-51 1,233 1.88 272 Madrefil-61 201 0 .32 280 Madrefil-62 2,346 3.75 285 Madrefil-64 1,648 2.59 280

Tabla 18. Relación gas aceite al 11 de marzo de 2019. (Fuente: PEP)

Sin menoscabo de lo anterior, es necesario dar seguimiento al comportamiento de los pozos que se ven afectados por la irrupción de gas, presentándose así diversos fenómenos tales como el autoabastecimiento y el incremento de la producción de aceite por un periodo limitado de tiempo previo a la irrupción de gas de forma abrupta en estos (engasamiento). por tal motivo, es imperante que el Asignatario prevea el seguimiento del comportamiento de los pozos mediante el análisis de la producción de aceite y gas, con lo cual podrá identificar el momento oportuno para el cierre de éstos en concordancia con la máxima RGA a la cual podrán operar los pozos.

- (,......, , ,- •,, , , 1, ~ ' ' • I , 1 • , 1 t • • N«.:Jn.11 ,Jr

liidmi:,ublf(II, 1

V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la Extracción y métricas de evaluación de la modificación al

Plan

Con el fin de medir el grado de cumplimiento d e las metas y objetivos establecidos en la m odificación del Plan de Desarrollo, a continuación, en la Tabla 19 se muestran los indicadores clave d e desempeño conforme al artículo 12, fracción 11 de los Lineamientos, así como las métricas d e evaluación d e acuerdo con lo establecido en el artículo 43, fracción 111 d e la Ley de Hidrocarburos y artícu lo 33, fracciones IV y V I de los Lineamientos:

Característica Tiempo de perforación de un

Tiempo de reparaciones en pozo pozo

Porcentaje de la diferencia del

tiempo Porcentaje de la d iferencia del t iempo

Metas o parámetros promedio de perforación de un de medición pozo

promedio de las reparaciones en pozo

real con respecto al con respecto al programado

programado Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción TP=(TPreal-TPplan) • l00 TRP=(TRPr<al-TRplan ) . 100 del indicador (TPplan) (TRplan)

Frecuencia de Al finalizar la perforación-Al finalizar la reparación-terminación de un pozo

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

Comisión terminación de un pozo pozo

Característica Tasa de éxito de perforación para

los pozos de desarrollo Porcentaje de pozos de desarrollo

ex itoso con respecto al número total de Metas o parámetros pozos de desarrollo perforados El

de medición éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del

yacimiento

Unidad de medida Porcentaje

Fórmula o descripción del TEPD = Pozos delimltadoru exitosos .. 100

Total de Pozos del desarrollo Indicador

Frecuencia de Al finalizar la perforación y prueba de un pozo

medición Periodo de reporte a la

Al finalizar la perforación y prueba de un pozo Comisión

Característica Tasa de éxito de reparaciones Reparaciones Mayores

Porcentaje de reparaciones exitosas

con respecto al número total de Porcentaje de la d iferencia entre las Metas o parámetros

reparaciones hechas El éxito se reparaciones mayores realizadas de medición

considera cuando existe respecto a las programadas en el año optimización

de la producción en el pozo Unidad de medida Porcentaje Porcentaje

Fórmula o descripción del TER = Reparacionesexitosas • l00

Total de reparaclonts DRMA = RMAr<al-RMplan • l00

RMAplan

indicador

- '""'-,', '• '' , 1 - 1 '•' ~ • , ',A, ~·~~OI

('' '-'

777 \

4

+

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

Trimestral

Periodo de reporte a Al término de la reparación y Trimestral

la Comisión prueba de un pozo

Característica Pozos perforados Terminación de pozos Porcentaje de la diferencia

Porcentaje de la diferencia entre los pozos Metas o parámetros entre los pozos perforados en el de medición año respecto a los planeados en

terminados en el año respecto a los

el año programados en el año

Unidad de medida Porcentaje Porcentaje de desviación Fórmula o

descripción del DPP = PPreal-PPplan • lOO DTP = TPreal-TPplan • lOO PPplan TPplan

indicador Frecuencia de

Trimestral medición

Trimestral

Periodo de reporte a Trimestral Trimestral

la Comisión

Característica Producción Gasto de operación Porcentaje de desviación de la

Metas o parámetros producción acumulada del Porcentaje de desviación del gasto de operación

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

tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción del

indicador

DPA = PAreal-PPplan • LOO PAptan

DGO = COreal-COpla11 • lOO Copian

Frecuencia de Mensual Trimestral

medición Periodo de reporte a

Mensual Trimestral la Comisión

Característica Desarrollo de reservas Metas o parámetros Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al

de medición programado en un tiempo determinado Unidad de medida Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción del DDR = DRreal-DRplan • lOO

DRplan

indicador Frecuencia de

Trimestral medición

Periodo de reporte a Trimestral

la Comisión

Característica Factor de recuperación Productividad Porcentaje de la d iferencia

Metas o parámetros entre el factor de recuperación Producción promedio de un pozo o grupo de de medición real con respecto al planeado a pozos entre el total de pozos

un t iempo determinado V Unidad de medida Porcentaje de desviación Barriles por d ía (bpd)

Fórmula o Producción diaria promedio de un pozo o grupo descripción del DFR = FRreal-FRplan • lOO de pozos dividida entre el número de pozos en el

FRplan

\ indicador grupo Frecuencia de

Trimestral Mensual medición 7 77 Periodo de reporte a

Trimestral Mensual la Comisión /4

Característica Contenido Nacional Aprovechamiento de Gas Natural

- '""'"~ • ' . • ' • ""--.._..,,,,.1,tr-tl•ir,-..11bun ..... -f

Metas o parámetros de Porcentaje de la d iferencia entre el Porcentaje de la diferencia entre el

medición contenido nacional utilizado respecto al aprovechamiento de gas real respecto

programado al programado Unidad de medida Porcentaje de desviación Porcentaje de desviación

Fórmula o descripción DCN = CNreal-CNplaro • lOO DAGN = AGNreal - AGNplan

• 100 del ind icador CNplan AGNplan Frecuencia de

Anual Mensual medición Periodo de reporte a

Anua l Mensual la Comisión

-Tablo 19. Indicadores de desempeno poro el Pion de Desarrollo poro lo Extracción. (Fuente: Comisión)

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

Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 7, fracciones 11 y 111 de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario en la Asignación, con el fin de verificar que el proyecto se lleve a cabo, de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan de Desarrollo.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan de Desarrollo, se verificará el número por tipo de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 20.

Actividad Programadas Ejercidas Porcentaje de

desviación Perforación 6 Terminación 6 Reparaciones 14•

mayores Reparaciones

1,692•• menores Duetos 4

Abandono Taponamientos 17••·

Duetos a•••• • El plan propone la ejecución de 12 RMA a lo v1genc1a de la Asignación, las demás reparaciones mayores se ejecutorian posterior a la vigencia de la misma. •• El plan propone la e1ecución de 1,548 RME a la vigencia de la Asignación, las demás reparaciones menores se ejecutarían posterior a la vigencia de la misma. •·• El plan propone el taponamiento de 7 pozos a la vigencia de la Asignación. Los taponamiento de los demás pozos se realizarían posterior a la vigencia de la misma. ,... El abandono de duetos se contempla en el año 2040 posterior a la vigencia de la Asignación.

Tablo 20. Indicador de desempeño de los actividades ejercidos. (Fuente: Comisión)

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan de Desa rrollo, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas, como se observa en la Tabla 21.

-f

1

Fluido

Programa de Erogaciones Indicador

Sub-actividad erogaciones ejercidas Programa de

(mmUSD) (mmUSD) Erogaciones/ eiercidas

Desarrollo i. General 311.53 ii. Perforación de pozos 127.01 iii. Construcción Instalaciones 14.79

Producción iv. General 363.76 v. Pruebas de Producción 31.51

vi. Ingeniería d e Yacimientos 0.16 vii. Construcción Instalaciones 0.52

viii. Intervención de Pozos 68.28

ix. Operación de Instalaciones

4.18 de Producción

X. Duetos 0.33

xi. Seguridad, Salud y Medio

1.86 Ambiente

Abandono

xii. Desmantelamiento de

2.62 insta laciones

Total Programa de 926.54 Inversiones Otros Egresos• 72.00 Gastos totales 998.54

*Se refiere a las erogaciones por concepto de manejo de la producción en instalaciones fuera de la Asignación fvladrefil.

Tabla 21. Programa de Inversiones por Sub-actividad Petrolera 2079 - 2034. (Fuente: Comisión)

iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas al incremento de la producción en la Asignación, mismo que está condicionado al éxito de dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gas que se obtenga derivada de la ejecución de las actividades, como se muestra en la Tabla 22.

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Producción de aceite 9.47 10.39 1019 1040 8.20 653 5.21 4.31 3.49 281 2.46 2.35 1.90 172 170 1.28

programada (mbd] Producción de aceite

real {mbd) Porcentaje de

desviación Producción de gas

proQramada lmmpcdl Producción de gas real

lmmpcdl Porcentaje de

desviación

13.17 15.48 15.03 14.68 11.75 9.47 7.62 6.34 5.16 4.19 3.60 3.17 2.54 2.28 2.21 1.69

Tabla 22. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la producción reportada.

(Fuente: Comisión) 7í-J

- '"""""" (. '), ' ., ' • )I N.ll•W\,lldr 11.t,o,.uburl.•

Volumen l 12019-20341

30.l mmb

43.2mmmpc

~ ____ VI. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la A-0201 -M­Campo Madrefil, sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el Plan.

En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector de Hidrocarburos (ASEA o Agencia) informó, entre otras cosas lo siguiente:

" ( ... )

Por lo anteriormente expuesto, esta AGENCIA hace de su conocimiento que, para efectos de encontrarse amparadas en la AUTORIZACIÓN, las actividades planteadas por el REGULADO para ser realizadas en del Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil, el REGULADO deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente:

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

'TERCERO. - Previo a la ej ecución de las a ct ividades que no cuentan con la aprobación de la COMISIÓN. la Empresa Productiva del Estado Subsid iaria de Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá presentar ante la AGENCIA, la aprobación que la COMISIÓN en su momento le otorgue.·

2. Ajustarse a lo establecido en artículo 26 de las Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican, publicadas el 13 de mayo de 2016 en el Diario Oficial de la Federación (LINEAMIENTOS); ingresando ante la AGENCIA el trámite con homoclave ASEA-00-025 denominado "Aviso por modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado e l Sistema de Administración", del Registro Federal de Trámites y Servicios de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria.

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

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777

50

~

VII. Programa de cum~limiento de Contenido Nacional

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la modificación del Plan de Desarrollo de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la normativa emit ida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en el mismo.

En relación con la opinión emitida por la Secretaría de Economía mediante oficio UCN.430.2019.0406 de fechal de agosto de 2019, suscrito por la Titular de la Unidad de Contenido Nacional, como respuesta al oficio 250.439.2019 informa que es plausible que se cumpla con las obligaciones de Conten ido Nacional establecidas en el Título de Asignación para el periodo de tiempo 2019-2025, en consecuencia, se tiene una opinión favorable respecto del Programa de Cumplimiento para el periodo de Extracción de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil.

Adicionalmente, la Secretaria de Economía recomienda lo siguiente "dentro de los conceptos que componen las actividades petroleras desglosadas en el Programa de Inversiones, se incluyan actividades encaminadas a detonar el desarrollo de tecnología y capital humano en los centros de investigación científica, universidades, empresas productivas del Estado y demás centros relacionados con el sector energético en el territorio nacional y, en particular, en los nodos regionales donde tenga operación PEMEX para la Asignación A-0201-M, Campo Madrefil."

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La Comisión llevó a cabo la evaluación de la modificación al Plan presentado por el Asignatario de conformidad con los artículos 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos; 39 fracciones 1, 11 , IV, VI y VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 6, fracción 11, 7 fracciones 1, 11 , 111, IV, VI y VII, 8 fracción 11, 11, 20, 40, fracción 11 , incisos a) y b) y 41 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan de Desarrollo dan cumplimiento a la normativa aplicable

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

La toma de información propuesta a realizar en la Asignación, durante las perforaciones e intervenciones de pozos programadas permitirán, a través de la toma de núcleos, registros convencionales y especiales de pozos, así como también con la actividad de la actualización al modelo geológico a n ivel de los dos yacimientos coadyuvará a conocer el potencial del yacimiento e implementar algún de recuperación secundaria y mejorada, acelerando de esta forma el desarrollo del potencial petrolero de la Asignación y del país.

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

De acuerdo con la estrategia de extracción y el desarrollo de las actividades físicas propuestas (periodo 2019-2034) en la modificación al Plan de Desarrollo por el Asignatario que consiste en incorporar 3 pozos adicionales con objetivo en el JSK y 3 en el Cretácico Medio-Inferior, así como 12 RMA y 1,548 RME (instalación de BN, limpiezas y estimulaciones) para el mantenimiento de la producción, contribuyen a elevar el factor de recuperación de aceite de 13.4 % a 23.0 % y de 15.2 % a 25.4 % para el gas natural asociado, correspondiente a un volumen a recuperar para ese periodo a nivel de campo de 30.l mmb y 43.2 mmmpc respectivamente.

c) Promover el desarrollo de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en beneficio del país

Las actividades planteadas por PEP para llevar a cabo dentro de la Asignación durante la ejecución de la modificación del Plan de Desarrollo en el periodo 2019-2034 consisten en 6 perforaciones y terminaciones, 12 reparaciones mayores y 1,548 reparaciones menores. Por lo que se determina que la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo promueve el desarrollo de las actividades de exploración y extracción mediante el desarrollo de nueva infraestructura y la información del yacimiento permitirá llevar a cabo un buen esquema de explotación en beneficio del país.

d) La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables

La estrategia de explotación que presenta el Asignatario para los yacimientos de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil se basa en un plan de administración de yacimientos sustentado en mejores prácticas, aplicación de tecnologías y lecciones aprendidas. La recuperación de hidrocarburos del campo Madrefil en el yacimiento JSK, en la actualidad se sustenta con la recuperación primaria.

+

Para el proceso de diseño se analizaron diversas opciones tecnológicas para aplicarse durante el presente Plan de Desarrollo para la Extracción, identificando las áreas de especialidad, así como los beneficios esperados.

Dichas tecnologías como lo son: la perforación con motor rotatorio de fondo, los registros en tiempo real durante la perforación, el uso de empacadores hinchables, la perforación de pozos horizontales en las calizas fracturadas del Cretácico, la implementación del BN en la explotación de los yacimientos del campo, sensores de fondo y el uso de estimulaciones ácidas y las limpiezas de aparejo de producción (para evitar la disminución de los gastos de producción contemplados debido a incrustaciones orgánicas) contempladas, resultan adecuadas para las condiciones de los yacimientos del Campo.

Una vez analizada la información remitida por PEP, la Comisión concluye que las tecnologías propuestas a utilizar por el Asignatario son adecuadas para las actividades de Extracción de Hidrocarburos dentro de la Asignación, las cuales, contribuyen a maximizar el factor de recuperación, asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la propuesta de Plan de Desarrollo se determina que el proyecto se ejecutara en condiciones económicamente viables.

e) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

El 20 de junio de 2018, previo a la presentación de la Solicitud, la Comisión aprobó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural de la Asignación mediante Resolución CNH.E.37.002/18, a la fecha de aprobación la Asignación daba cumplimiento a la MAG.

Sobre el particular, se advierte que el Asignatario presentó en la solicitud de modificación al Plan diversa información relac ionada con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, la cual fue analizada por esta Comisión y se llegó a la conclusión que mantiene el cumplimiento del aprovechamiento del gas de 98 %.

Cabe hacer mención que la Solicitud considera actualizaciones respecto de dicho Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, sin embargo, se mantiene en los términos aprobados por esta Comisión en la Resolución de referencia.

Sin menos cabo a lo anterior, PEP deberá continuar con cumplimiento de cada una de las obligaciones establecidas en las Disposiciones para dar seguimiento al programa de aprovechamiento.

f) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación A-0201-M - Campo Madrefil en la solicitud de aprobación de su Plan de Desarrollo, la cual consiste en manejar y medir la producción de los hidrocarburos desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas de Medición propuestos y presentados como parte de los Mecanismos de Medición en el Plan de Desarrollo, comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados, revisados y evaluados para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los LTMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse.

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Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

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

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por PEP para el Plan de Desarrollo, con base en el artículo 43 de los LTMMH, del cual se concluye:

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los LTMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9 , 19, 21, 22, 23, 25, fracciones 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40 y 42.

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

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

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.408/2019 de fecha 18 de julio de 2019, respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A- I-015 con fecha del 22 de julio de 2019, se respondió que no se tiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de Medición presentada por el Operador y correspondiente a la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil, " ... siempre que los mecanismos de medición asociados a la propuesta; permitan la medición y determinación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la Comisión relacionado con esta propuesta.", manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes consideraciones:

1) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegure la aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en la medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual of Petroleum Measurement 5tandards) del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con las condiciones de mercado o comerciales, en virtud de las características de los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado en este artículo.

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4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, Vy V II , del artícu lo 41 de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e internacionales que correspondan y en caso de no existir normatividad nacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo II de dichos lineamientos.

5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera necesario prever la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos por PEP, cumplen con las disposiciones previstas en los LTMMH en dichos Puntos de Medición conforme al artículo 42 de los LTMMH, por lo cual se advierte que dicha Secretaría está de acuerdo con los Puntos de Medición propuestos.

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

a. En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye que es viable y adecuada en su implementación para la Asignación.

b . Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en las Figuras 17, 18 y 19 del presente dictamen.

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

d . Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de los Diagnósticos presentados por parte de PEP, en términos del artículo 42, fracción XI de los LTMMH.

e. En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área de Asignación Campo Madrefi l en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, PEP deberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, por lo que ya no se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerar el Punto de Medición del Anexo 111 de los LTMMH.

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno de la Comisión, resolver en sentido favorable la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil con una vigencia hasta el año 2034, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características de la Asignación, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos. Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan se alinea con los principios establecidos en el artículo 44, fracción II de la Ley de

t

Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

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

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

1

IX. Recomendaciones

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

A pesar de que el corte de agua actual del campo es del 18.35 %; de que se tienen identificados los contactos agua-aceite para los dos yacimientos; y que no se tiene observado un acuífero activo que influya en la explotación de los hidrocarburos, se recomienda continuar con el seguimiento del contacto agua-aceite correspondiente a la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil, lo anterior considerando el tiempo que lleva produciendo y el contacto actual. Por lo tanto se requieren tomar medidas oportunas enfocadas a estabilizar el corte de agua y lograr obtener el volumen de reserva esperado sin la irrupción abrupta del agua operando los pozos por debajo del gasto crítico.

Asimismo, se recomienda el monitoreo constante de la presión de los yacimientos, ya que para el yacimiento del JSK, aún no se ha alcanzado la presión de saturación, pero derivado de la caída de presión actual y al ritmo de explotación que lleva ésta se alcanzaría en aproximadamente 2 años. También se recomienda realizar lo conducente para que, en la explotación del yacimiento KM-I, dicha presión no se alcance muy pronto para que pueda implementarse algún proceso de recuperación adicional a tiempo.

Aunado a lo anterior, se recomienda el utilizar inhibidores de incrustaciones con frecuencia en las tuberías de producción para optimizar los costos por la ejecución de un número grande de limpiezas que se tienen contempladas actualmente en el Plan para los pozos productores.

Realizar las actividades de abandono de conformidad con los términos y condic iones del Asignación, y las Mejores Prácticas de la Industria, esto incluye el retiro y desmantelamiento de materiales, incluyendo el taponamiento definitivo y abandono de pozos, desmontaje y retiro de plantas, plataformas, instalaciones, maquinaria y equipos utilizados para la realización de las actividades. Además, buscar y evaluar alternativas que permitan disminuir los costos de las actividades de abandono (pozos, duetos y plataformas).

Evaluar escenarios que consideren la aplicación de procesos de recuperación secundaria y/o mejorada de producción, así como la evaluación integral de campos vecinos que comparten característiéas similares del sistema roca-fluido, mecanismos de producción de los yacimientos, y el uso infraestructura, con la finalidad de optimizar los procesos de producción y administración de yacimientos. Se recomienda atender lo dispuesto por los Lineamientos de Recuperación secundaria y mejorada.

Finalmente, se estima conveniente reiterar que el análisis que deriva en la opinión técnica expuesta en el presente Dictamen se realizó con base en la información que obra en el expediente CNH:SS.7/3/30/2019 entregada por el Asignatario a la Comisión, durante el proceso de evaluación de la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la Asignación A-0201-M-Campo Madrefil.

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X. Opinión de la Modificación al Termino y Condición _____________ Cuarto del Título de Asignación

Que derivado del análisis técnico realizado por la Comisión en términos del Anexo Único, se advierte que el límite económico de las Actividades Petroleras propuestas por PEP en la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción excede la vigencia del Títu lo de Asignación, establecida en el Término y Condición Cuarto.

Dado lo anterior, con fundamento en los artículos 6, párrafo quinto de la Ley de Hidrocarburos, así como 16, segundo párrafo de su Reglamento, se somete consideración de la Secretaría la modificación del Término y Condición Cuarto del Título de Asignación a efecto de considerar que la vigencia de la Asignación sea considerada hasta el límite económico, descrito y en atención a los términos contenidos en el Anexo Único.

ELABORÓ

~f ING. RUBÉN FE IPE MEJÍA GONZÁLEZ

Subdirector de Área Dirección General de Dictámenes de

Extracción

ELABORÓ

MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA

Directora General Adjunta Dirección General de Prospectiva y

Evaluación Económica

MTRO.

Director General Dirección General de Dictámenes de

Extracción

ELABORÓ

ING.JOSÉAL

Subdirector de Área Dirección General de Medición y

Comercialización de la Producción

REVISÓ

BERTHA GONZÁLEZ MORENO

Directora General Dirección General de Medición y

Comercialización de la Producción

MTRA. MA A ADAMELIA BURGUEÑO MERCADO

Directora General Dirección General de Prospectiva y

Evaluación Económica

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ING. JULIO ÉSAR TREJO MARTÍNEZ TITULAR DE LA U DAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN

Y. U SUPERVISIÓN

Los firmantes del presente Dictame lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 20, 35, 37 y 42 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos publicado en el Diario Oficial de la Federación el 27 de junio de 2019, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación A-0201-M Campo Madrefil.

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