Contrato CNH-R01-L03-A3/2015. Dictamen Técnico del Plan de Evaluación del Área Contractual 3, Calibrador. Contratista: CMM Calibrador, S.A. de C.V.

Texto completo

(1)

Contrato CNH-R01-L03-A3/2015

Dictamen Técnico del Plan de Evaluación del

Área Contractual 3, Calibrador

(2)

Contenido

CONTENIDO ... 2

I. INTRODUCCIÓN ... 3

II. GENERALIDADES DEL CONTRATO ... 7

III. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN ... 8

IV. ANÁLISIS DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ... 10

V. MECANISMOS PARA LA REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA ... 25

VI. PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ... 27

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL ... 28

(3)

I.

Introducción

En el marco de la Reforma Energética, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (Comisión o CNH) inició los procesos licitatorios de la denominada Ronda 1, en términos del artículo 23 de la Ley de Hidrocarburos, por lo cual el 12 de mayo de 2015 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Tercera Convocatoria CNH-R01-C03/2015 para el proceso de Licitación Pública Internacional CNH-R01-L03/2015 respecto de la Ronda 1, para la adjudicación de Contratos para la Extracción de Hidrocarburos en veinticinco áreas contractuales terrestres.

Como parte del proceso de licitación, el 19 de noviembre de 2015, mediante acuerdo CNH.E.46.001/15, la Comisión aprobó la versión final de las Bases de Licitación y en atención a su contenido, se llevaron a cabo los actos de cada una de las etapas de dicho proceso, incluyendo el Acto de Presentación y Apertura de Propuestas celebrado el 15 de diciembre de 2015, en el cual la empresa Consorcio Manufacturero Mexicano, S.A. de C.V., resultó ser el Licitante Ganador del Área Contractual 3, con un Valor Mínimo de la Regalía Adicional del 41.77% y 100% de incremento en el Programa Mínimo de Trabajo (PMT).

En consecuencia, el 24 de diciembre de 2015 la Comisión publicó en el DOF el Fallo de la Licitación Pública Internacional CNH-R01-L03/2015 respecto de la Ronda 1, en el cual resolvió adjudicar el Contrato correspondiente al Área Contractual número 3 al Licitante Ganador Consorcio Manufacturero Mexicano, S.A. de C.V. y finalmente, la Comisión y el Contratista CMM Calibrador, S.A. de C.V. (Contratista o CMM Calibrador), formalizaron el 10 de mayo de 2016 (Fecha Efectiva), la firma del Contrato CNH-R01-L03-A3/2015 (Contrato).

Que la cláusula 1.1 del Contrato establece que, para efectos de dicho Contrato, el término “Plan de Evaluación” tendrá el significado siguiente:

“Plan de Evaluación” significa un programa que especifica las actividades de Evaluación a

realizarse en el Área Contractual, mismo que deberá cumplir, cuando menos, con el Programa Mínimo de Trabajo y el Incremento en el Programa Mínimo.

A su vez, la cláusula 4.1 del Contrato establece de manera textual lo siguiente:

“4.1 Plan de Evaluación. Dentro de los ciento veinte (120) Días siguientes a la Fecha Efectiva, el Contratista deberá presentar a la CNH para su aprobación un Plan de Evaluación. El Plan de Evaluación podrá cubrir la totalidad o una parte del Área Contractual y deberá contener lo previsto en el Anexo 7 (incluyendo el Sistema de Administración).

La CNH resolverá sobre la propuesta de Plan de Evaluación en un plazo que no excederá los ciento veinte (120) Días a partir de que reciba la información necesaria en los términos de la

(4)

El artículo 2 de los Lineamientos establece en su párrafo primero que “Los Lineamientos son de carácter general y observancia obligatoria para los Operadores Petroleros que realicen o pretendan realizar actividades relativas a la Exploración o Extracción de Hidrocarburos en México”.

Asimismo, dicho artículo establece en su último párrafo que “Corresponderá a la Comisión la interpretación y aplicación de los Lineamientos, así como en su caso, la realización de las acciones y procedimientos relacionados con su cumplimiento. Para tal efecto y con el objeto de armonizar los términos y condiciones de los Contratos o Asignaciones, con los presentes Lineamientos, la Comisión podrá resolver consultas específicas, o bien emitir Acuerdos de interpretación y de criterios generales para mejor proveer el cumplimiento de los Planes”.

En este sentido, en el marco de la 54ª Sesión Extraordinaria de 2016 celebrada el 10 de octubre de dicho año, la Comisión emitió la resolución CNH.E.54.001/16 (Resolución), mediante la cual se emitieron los criterios de evaluación que serán aplicables para la emisión del dictamen técnico por el cual se analicen los Planes de Evaluación derivados de los Contratos suscritos como resultado de la licitación CNH-R01-L03/2015. Del contenido de dicha resolución, se advierte lo siguiente:

La presentación y aprobación del Plan de Evaluación es una obligación contractual referida en la cláusula 4.1 del Contrato, el cual se define como un programa que especifica las actividades de Evaluación a realizarse en el Área Contractual, mismo que deberá cumplir, cuando menos, con el Programa Mínimo de Trabajo y el Incremento en el Programa Mínimo.

El párrafo primero de la cláusula 4.1 del Contrato, establece que el Plan de Evaluación podrá cubrir la totalidad o una parte del Área Contractual y deberá contener lo previsto en el Anexo 7 (incluyendo el Sistema de Administración).

Asimismo, en términos del párrafo segundo de la cláusula 4.1, la Comisión deberá resolver la propuesta del Plan de Evaluación en un plazo que no exceda de ciento veinte (120) Días a partir de que reciba la información necesaria en los términos de la Normatividad Aplicable.

En relación con lo anterior, el apartado VI del Anexo I de los Lineamientos establece lo siguiente:

VI. Plan de Evaluación.- En el caso de que un pozo exploratorio sea exitoso y ocurra un

descubrimiento de una acumulación de Hidrocarburos, todo operador petrolero deberá presentar a la Comisión un programa de trabajo y presupuesto correspondiente a efecto de evaluar el descubrimiento. También se presentará un plan de Evaluación en el caso en que los términos de un Contrato o Asignación Petrolera así lo indiquen.

Además de lo anterior, no se observa disposición adicional en los Lineamientos que le sean aplicables al Plan de Evaluación al que se refiere la cláusula 4.1 del Contrato, considerando que en ninguna otra parte de dichos Lineamientos se regula la presentación de un plan de evaluación que no esté contemplado dentro un Plan de Exploración o un Plan de Desarrollo para la Extracción, como es el caso de los Contratos materia de la presente Resolución. En conclusión, la única “Normatividad Aplicable” que regula la presentación del Plan de Evaluación previsto en la cláusula 4.1 del Contrato, es el apartado VI del Anexo I de los Lineamientos.

La materia de los Contratos firmados como consecuencia de la Licitación, se refieren específicamente a la extracción de hidrocarburos, y que dentro de la etapa de Evaluación comprenden las actividades y operaciones llevadas a cabo por el Contratista para determinar los límites, caracterización y capacidad de producción del o los Campos, incluyendo sin limitación: (i) estudios geológicos y geofísicos; (ii) perforación de Pozos de prueba; (iii) estudios de Reservas y

(5)

otros estudios, y (iv) todas las operaciones auxiliares y actividades requeridas o convenientes para optimizar la conducción o resultado de las actividades anteriormente indicadas, en términos de las definiciones del Contrato. Por lo que los elementos que los Contratistas deberán acreditar dentro de su Plan de Evaluación estará asociado con las actividades antes mencionadas.

En consecuencia, la Comisión debe analizar el contenido de los Planes de Evaluación presentados al amparo de los Contratos en términos del contenido de la cláusula 4.1 y el Anexo 7 del Contrato, así como lo previsto en el Anexo I de los Lineamientos, en lo que resulte aplicable en su apartado VI.

Cabe señalar que para la ejecución de las actividades de perforación de pozos y de reconocimiento y exploración superficial, el Contratista deberá cumplir con la normativa vigente emitida por la Comisión al momento de realizar dichas actividades.

Asimismo, resulta aplicable que en caso de que en el Plan de Evaluación se pretendan llevar a cabo pruebas de producción, en caso de que existan volúmenes de producción comercial derivados de dichas pruebas, éstos deberán ser reportados en el Balance conforme al formato establecido en el Anexo I de los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos, de conformidad con el artículo 36 de los mismos.

Por último, es necesario que el dictamen correspondiente establezca el resultado de la evaluación realizada por la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos con respecto al Sistema de Administración; así como, la evaluación al Programa de Cumplimiento del Porcentaje de Contenido Nacional que emita la Secretaría de Economía y las actividades presentadas en materia de transferencia de tecnología, las cuales se considerarán parte integrante del Contrato conforme a la cláusula 18.3 y el numeral 8 del Anexo 7 del Contrato.

Por otro lado, de acuerdo con el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión ejercerá sus funciones, procurando que los proyectos se realicen con arreglo a las siguientes bases:

 Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país.

 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 pozos, campos y yacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación.

 La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos, con base en la tecnología disponible y conforme a

(6)

En este sentido, la Dirección General de Dictámenes de Extracción, inició el procedimiento de análisis técnico correspondiente, a fin de poner a consideración del Órgano de Gobierno la presente propuesta de Dictamen Técnico.

(7)

II. Generalidades del Contrato

El Contrato CNH-R01-L03-A3/2015 para la Extracción de Hidrocarburos, bajo la modalidad de Licencia, se celebró el 10 de mayo de 2016 entre, por una parte, los Estados Unidos Mexicanos por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y por la otra parte, CMM CALIBRADOR, S.A. DE C.V.

La vigencia del Contrato es de 25 años contractuales a partir de la Fecha Efectiva, en el entendido de que continuarán vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la terminación del presente Contrato, incluyendo las relativas al abandono, la indemnización, la seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente. Asimismo, en caso de que el Contratista esté al corriente con sus obligaciones conforme al Contrato, este podrá solicitar a la Comisión, una prórroga por un período adicional de cinco años.

CMM CALIBRADOR, S.A. DE C.V., es una sociedad mercantil constituida de acuerdo con las leyes de los Estados Unidos Mexicanos, cuyo único objeto social es la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, se encuentra representada por Juan Rogelio Rodríguez Velázquez, en su carácter de representante legal, personalidad que acredita mediante el poder protocolizado en la escritura pública No. 13,805, otorgada ante la Fe del Notario Público No. 23 de Querétaro, Lic. Mariano Palacios González, de fecha 14 de abril de 2016.

Dentro del Contrato se prevé un Periodo de Evaluación que iniciará con la Fecha Efectiva y tendrá una duración de hasta un (1) Año a partir de la aprobación del Plan de Evaluación, durante el mismo el Contratista estará obligado a concluir, al menos, el Programa Mínimo de Trabajo (PMT) establecido en el Contrato durante el Período Inicial de Evaluación, es decir 4,600 Unidades de Trabajo (UT) más el Incremento al Programa Mínimo de Trabajo por otras 4,600 Unidades de Trabajo, para realizar un total de 9,200 Unidades de Trabajo a lo largo del Periodo de Evaluación. Dicho Periodo podrá ser ampliado hasta por un (1) Año contado a partir de la terminación del Periodo Inicial de Evaluación, a solicitud del Contratista. Lo anterior conforme a las Cláusulas 4.2 y 4.3 y del Anexo 6 del Contrato.

En razón a lo anterior, y de conformidad con la Cláusula 4.1 del Contrato, el Contratista cuenta con un plazo de ciento veinte (120) días naturales (Días) siguientes a la Fecha Efectiva, dentro de los cuales deberá presentar a la CNH para su aprobación un Plan de Evaluación. Dicho Plan podrá cubrir la totalidad o una parte del Área Contractual y deberá contener lo previsto en la Resolución.

Por su parte, la Comisión resolverá sobre el Plan de Evaluación presentado, en un plazo que no excederá ciento veinte (120) días a partir de que reciba la información necesaria en los términos mencionados en el presente Dictamen Técnico.

(8)

III. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación

A través de escrito sin número, recibido el 7 de septiembre de 2016, el Contratista presentó el Plan de Evaluación del Área Contractual a la Comisión. Posteriormente, el 19 de septiembre de 2016, la Comisión remitió el Plan a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (Agencia) y a la Secretaría de Economía (SE) a través de los oficios 220.1994/2016 y 220.1993/2016, respectivamente, para que dichas instituciones se pronunciaran en el ámbito de sus atribuciones respecto de la documentación faltante y/o inconsistencias que el Contratista debía subsanar, con el fin de los análisis correspondientes de cada dependencia.

A través del oficio ASEA/UGI/DGGEERC/1052/2016 de fecha 23 de septiembre de 2016, la Agencia notificó los trámites que el Contratista debe realizar ante dicha dependencia con el fin de que le sea evaluado el Sistema de Administración de Riesgos.

Por otra parte, mediante el oficio UCN.430.2016.0148 de fecha 23 de septiembre de 2016, la SE emitió los faltantes de información respecto del Plan presentado por el Contratista.

El 23 de septiembre de 2016, la Comisión emitió el oficio 220.2046/2016 mediante el cual notifica al Contratista sobre la ampliación de 8 (ocho) días hábiles al plazo original para prevenir respecto a la suficiencia documental del Plan presentado.

A través del oficio 220.2135/2016 de fecha 10 de octubre, la Comisión hizo del conocimiento del Contratista la Resolución CNH.E.54.001/2016 por la que la CNH emite criterios aplicables a los Planes de Evaluación y de Desarrollo, relacionados con los contratos derivados de la licitación pública internacional CNH-R01-L03/2016. En la misma fecha, por medio del oficio 250.055/2016, la Comisión remitió al Contratista, la prevención al Plan.

A través de los Oficios 250.097/2016 y 250.120/2016 de fechas 25 de octubre de 2016 y 4 de noviembre del mismo año, la Comisión remitió al Contratista diversos alcances y aclaraciones referentes a la prevención mencionada.

El 15 de noviembre 2016, por medio del escrito CAL-CNH-UTE-002/2016 el Contratista presentó a la Comisión la atención a la prevención, así como a los diversos alcances e información sobre el Plan. La información recibida por la Comisión a que se refiere el párrafo anterior, fue remitida a la SE a través de oficio 250.169/2016 de fecha 25 de noviembre de 2016, acompañado de la solicitud de evaluación de la información presentada por el Contratista para desahogar la prevención, en el ámbito de la competencia de dicha dependencia.

La SE respondió a la solicitud hecha por la Comisión, a través del oficio UCN.430.2016.0186 de fecha 1 de diciembre de 2016, en el cual determina que el Contratista presentó la información suficiente para iniciar la evaluación de los programas de cumplimiento de contenido nacional.

Mediante oficio 250.178/2016 de fecha 2 de diciembre de 2016, la Comisión notificó al contratista la declaratoria de suficiencia de información para iniciar la evaluación del proyecto del Plan.

(9)

A través de Memorándum 252.159/2016 de fecha 21 de diciembre de 2016, la Dirección General de Dictámenes de Extracción solicitó a la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica, en el ámbito de su competencia, opinión técnica respecto del Plan.

A través del oficio 250.0057/2017 de fecha 15 de febrero, la Comisión citó a reunión de trabajo al Contratista con el fin de resolver diversos cuestionamientos técnicos referentes al Plan, dicha reunión se llevó a cabo en las instalaciones de la Comisión el día 20 de febrero de 2017.

Por medio del oficio 260.049/2017 de fecha 3 de febrero de 2017, la Comisión solicita a la Agencia información respecto del estado actual que guardan los trámites que deben realizar ante dicha dependencia diversos Contratistas, entre los que se encuentra CMM Calibrador.

Como resultado de la reunión mencionada, por medio del escrito CAL-CNH-DGDE-001/2017 de fecha 7 de marzo de 2017, el Contratista remitió a la Comisión, las aclaraciones derivadas de la reunión de trabajo mencionada.

El 10 de febrero de 2017 la Agencia emitió el oficio ASEA/UGI/0043/2017, a través del cual informa el estado actual que diversos Contratistas deben realizar ante esa Dependencia.

Por medio del oficio 250.0077/2017 de fecha 9 de marzo de 2017, La Comisión remite diversa información y solicitud de opinión relativa al Plan en materia de Contenido Nacional.

En respuesta a la solicitud anterior, la SE emitió la opinión respecto del Contenido Nacional mediante oficio UCN.430.2017/0074 de fecha 22 de marzo 2017.

Por medio del Memorándum 272.010/2017 de fecha 21 de marzo de 2017, la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica, emite opinión técnica respecto del Plan.

A través del escrito CAL-CNH-DGDE-003/2017 de fecha 23 de marzo, el Contratista presentó un alcance al Plan, mediante el cual sometió a consideración, diversas aclaraciones a la información presentada previamente.

(10)

IV. Análisis de los elementos del Plan

a. Datos generales del Área Contractual

En la Tabla 1 se muestran las características principales del Área Contractual. Concepto

Nombre Área Contractual 3, Calibrador

Estado y municipio Nuevo León, China

Área contractual 16.082 km2

Profundidad promedio de las

formaciones productoras 2900 m

Tipo de hidrocarburos Gas seco no asociado

Profundidad para exploración Sin Restricciones

Yacimientos y/o campos Midway (Paleoceno Temprano) – Areniscas compactas

de baja permeabilidad

Tabla 1. Características principales del Área Contractual (Fuente: Contratista). b. Cumplimiento del PMT y su incremento.

El Contratista debe acreditar un total de 9,200 UT, de las cuales 4,600 UT fueron establecidas por las Bases de Licitación, mientras que las restantes 4,600 UT corresponden al incremento al PMT ofrecido por el Contratista en el Acto de Presentación y Apertura de Propuestas. De acuerdo con el Plan, las actividades a realizar permitirán acreditar las UT comprometidas, como se observa en la Tabla 2.

Actividad Sub-actividad Tarea Sub-tarea Cantidad Unidades de trabajo (UT)

Evaluación Perforación de pozos Servicios de perforación de pozos

Pozo

2 8,000

Evaluación Pruebas de producción Equipamiento de pozos

Reparación

Menor 2 800

Evaluación Geología Estudios petrofísicos Estudio de

núcleos 3 75 Evaluación Ingeniería de Yacimientos Estudios presión, volumen y temperatura (PVT). Pruebas PVT 2 20

Evaluación Geología Análisis geoquímico de muestras Análisis de agua de formación 2 20 Evaluación Geología Estudios geológicos a

detalle Modelo estático actualizado 1 300 Evaluación Ingeniería de Yacimientos Caracterización de yacimientos Modelo dinámico actualizado 1 300 Evaluación Geofísica Pre-procesado, procesado, interpretación y re-procesado de datos sísmicos. Interpretación Sísmica 3D 1 30 Total 9,545

(11)

De acuerdo con la Cláusula 4.8 de Contrato, a más tardar treinta (30) días contados a partir de la culminación del Período de Evaluación, el Contratista deberá entregar a la Comisión el informe de las actividades realizadas durante dicho periodo. El informe deberá contener cuando menos la información que se señala en el Anexo 8 del Contrato.

b. Objetivo

El Plan propuesto por el Contratista busca evaluar el potencial remanente de hidrocarburos dentro del Área Contractual, tanto en volumen por extraer como en energía natural para su extracción, así como también, definir el modelo económico del proyecto que permita decidir la continuación de las actividades o en su caso, la selección del mejor escenario Técnico-Económico para continuar su explotación maximizando su valor económico y que sirva de base para la elaboración del Plan de Desarrollo.

c. Alcance

Para lograr el objetivo planteado, el Contratista el contratista realizará las siguientes actividades: La filosofía de estudio de la evaluación del área contractual Calibrador estará enfocada en los primeros meses a estudiar a detalle la información disponible relacionada con el subsuelo, así como, la obtenida durante la perforación de los pozos actuales, las historias de producción y presión de los pozos y las características de los fluidos, para posteriormente integrarla en una base de datos e iniciar la etapa de la caracterización estática y dinámica de los yacimientos, que servirán para revaluar el volumen de roca impregnado de hidrocarburos, así como también, para definir la calidad y la distribución vertical y horizontal de la roca almacén y estar en condiciones de recalcular las reservas en sus diferentes clasificaciones y sus factores de recuperación.

Posteriormente, a mediados del año de evaluación, las actividades principales de estudio que considera el Contratista, consistirán en mapear las diferentes propiedades petrofísicas, atributos sísmicos y tendencias de producción acumulada normalizada, para delimitar zonas favorables para la acumulación de hidrocarburos y sobre esta base se ubicarán los pozos de evaluación que servirán fundamentalmente para validar volúmenes de hidrocarburos en el Área Contractual.

Finalmente, en los últimos meses del año de evaluación ya con la información más relevante, el Contratista procederá a integrar los modelos Estático y Dinámico representativos de toda el área de estudio, que nos servirán de base para realizar las corridas de los diferentes escenarios de desarrollo y métodos de extracción, que sustentara la propuesta Técnica-Económica del Plan de Desarrollo del área contractual hasta la vigencia del contrato o su abandono.

(12)

Tabla 3. Actividades asociadas al Plan (Fuente: Contratista) Modelado sísmico

Entre el proceso de la Caracterización Estática y Dinámica de yacimientos y la Generación e Integración del Modelo Estático y Dinámico considerado por el Contratista, el Modelado Sísmico será útil para predecir la distribución horizontal y vertical de las propiedades petrofísicas y dinámicas que definen el yacimiento, así como también, conocer su extensión, la distribución de calidad de la roca almacén y principalmente mitigar el riesgo del desarrollo del campo. Lo anterior, de acuerdo con la Fig. 1.

Sub-actividad Tarea Mes

1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6 Mes 7 Mes 8 Mes 9 Mes 10 Mes 11 Mes 12 General Administración, gestión de actividades y gastos del proyecto Geofísica

Pre-procesado, procesado, interpretación y re-procesado de datos sísmicos.

Geología

Análisis geoquímicos de muestras Estudios geológicos de detalle Estudios petrofísicos Pruebas de producción Equipamiento de pozos Realización de pruebas de producción Ingeniería de yacimientos

Cálculo de Reservas y estimaciones de producción

Estudios presión, volumen y temperatura (PVT)

Caracterización de Yacimientos Otras Ingenierías

Diseño de ductos Perforación de pozos

Preparación de áreas y/o vías de acceso a la localización

Servicios de perforación de Pozos Terminación de Pozos

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

(13)

Fig. 1. Modelado sísmico (Fuente: Contratista) a. Interpretación Sísmica 3D

De acuerdo con el Plan, se correlacionarán horizontes sísmicos con capas geológicas utilizando las columnas estratigráficas definidas en los pozos perforados a través de sismogramas sintéticos producto de las propiedades acústicas de las rocas.

Como producto de esta correlación se obtendrá en primer término la geometría externa de la roca almacén definiéndose el marco estructural correspondiente para posteriormente se identificar a través de la interpretación de la respuesta sísmica interna al marco estructural, los diferentes ambientes de depósito que conforman los yacimientos.

b. Adecuación de Familia de Trazas sísmicas con PRC para análisis de AVO.

Con este proceso, el Contratista busca limpiar de ruido la señal sísmica de una familia de trazas que se registran de trayectorias que provienen del mismo punto de reflejo de una superficie de reflexión, así como también, con el afán de reforzar e enriquecer el contenido de la familia de trazas de punto

(14)

Perforación de Pozos

a. Pozos de evaluación a perforar

El Contratista presentó los dos pozos de evaluación, mismos que podrán ser ajustados de acuerdo con el resultado de las actividades que realice previo a la perforación de los pozos. El nombre de los pozos se muestra en la Tabla 4.

NOMBRE

POZO CALIBRADOR-L1 POZO CALIBRADOR-L2

Tabla 4. Pozos a perforar (Fuente: Contratista)

b. Posibles intervalos de evaluación en pozos perforados o a perforar

Para el Área Contractual el objetivo principal a explotar es el yacimiento Paleoceno Midway-17, en donde los espesores del objetivo varían de 10 a 20m, el cual está constituido por areniscas gris clara con granos finos de cuarzo, subredondeados, bien clasificados, consolidada en matriz arcillosa y cementante calcáreo, con intercalaciones de Lutitas gris obscuro, semidura a dura, arenosa y calcara (Tomado de la descripción litológica en muestras de canal en el pozo Calibrador-1). En el yacimiento Paleoceno Midway-17, los rangos de porosidad y saturación de agua varían entre 16‐ 22% y de 28‐36 % respectivamente.

Se recomienda al Contratista considerar métodos para la estimulación de los pozos a perforar acordes con las características de los yacimientos, en congruencia con lo observado en la historia de los demás pozos perforados dentro del Área Contractual.

Reparación de pozos

La reparación de pozos dentro del Plan consistirá en la instalación de mini-compresores, los cuales son considerados para los casos en los que existe una diferencial de presión casi igualada respecto a la presión en cabeza y la presión de línea. Por lo anterior, se realiza un análisis de rentabilidad para instalar un mini-compresor a boca de pozo y así poder mantener o incrementar la presión, según sea el caso. Análisis de Núcleos

El Contratista contempla el análisis de núcleos en dos fases:

a. La primera fase en los meses 2, 3 y 4 a muestras del núcleo convencional existente del pozo Calibrador-1, donde se necesite un estudio en específico.

b. La segunda fase en los meses 9,10 y 11 con el propósito de realizar estudios especiales en muestras de roca del yacimiento, en los dos pozos programados para su perforación, ya que se realizará el corte de un núcleo de tipo convencional en el yacimiento Paleoceno Midway-17 en el pozo CL-1, así como uno en el horizonte secundario de Paleoceno Midway-9 en el pozo CL-2. A los núcleos extraídos se les realizaran los siguientes estudios:

(15)

 Análisis petrográfico sedimentario  Presiones capilares  Compatibilidad de fluidos  Permeabilidad  Compresibilidad  Análisis geomecánico  GR espectral Estudios petrofísicos

De acuerdo con las actividades del Plan, se reelaborará el modelo petrofísico del Área Contractual, así como las evaluaciones petrofísicas de los pozos presentes, considerando la calibración de los resultados de los valores de porosidad, permeabilidad, saturación de fluido, con la información de núcleos disponible, así como con los resultados de producción que se han tenido en el yacimiento.

Estudios geológicos a detalle

A través del uso de software especializado, el Contratista planea las siguientes actividades:

- Identificar y definir los rasgos en la respuesta eléctrica de los registros los marcadores geológicos, en pozos del área contractual calibrador

- Realizar secciones de correlación en los pozos para determinar continuidad del yacimiento, comportamientos de espesor, cambio de facies verticales, entre otras.

- Secciones estratigráficas del yacimiento, con el objetivo de identificar cambios laterales de facies, definir unidades hidráulicas del yacimiento, así como como identificar la compartamentalización del yacimiento

- Elaborar de mapas de cima y base del yacimiento, mapas espesores brutos y netos de la estructura geológica, para conocer su distribución espacial.

Con lo anterior, se espera elaborar de un modelo sedimentario del yacimiento, que permita al Contratista entender la evolución y tipo de su depósito, así como las condiciones que prevalecieron durante el depósito de las areniscas, brindando un panorama general sobre las áreas con mejor espesor y calidad de roca.

Toma de registros de pozo

Con la finalidad de evaluar las características petrofísicas y litológicas, así como la presencia de gas, tanto en el yacimiento objetivo (Paleoceno Midway-17) como en horizontes secundarios (Paleoceno

(16)

La caracterización del sistema dentro del Plan involucra la identificación del mecanismo de empuje predominante, las propiedades promedio tales como porosidad, espesor, viscosidad y la identificación de fronteras físicas que puedan afectar el comportamiento futuro del yacimiento y la continuidad hidráulica del mismo, para lo cual se considera efectuar una serie de pruebas sobre los fluidos y sobre la formación que involucran:

a. Análisis PVT

Se requiere un experimento de agotamiento a composición constante a fin de determinar la relación de volúmenes a diferentes presiones, esto es para determinar factor de volumen del gas 𝐵𝑔 y

compresibilidad del gas 𝑐𝑔 en función de la presión.

b. Análisis de viscosidad

El análisis de viscosidad permitirá determinar la resistencia a fluir de las moléculas con respecto a la presión y temperatura, los valores resultantes de este experimento servirán para determinar pseudo presión 𝑚(𝑝) y pseudo-tiempo 𝑡𝑎(𝑝), a fin de evaluar las pruebas de presión que lleguen a

tomarse.

c. Cromatografía de gases;

La cromatografía de gases permitirá determinar cada uno de los componentes de la mezcla de fluidos que se está produciendo, esto permitirá determinar ciertas propiedades tales como viscosidad y factores de volumen y probar un mayor rango de valores de presión y temperatura a partir de modelos propios o mediante correlaciones.

d. Prueba de Presión

Las pruebas de presión – producción estarán orientadas a caracterizar de manera dinámica el yacimiento e identificar radios de drene, continuidad hidráulica, capacidad de flujo, capacidad de almacenamiento, causas de baja productividad, factores de forma y evaluar en caso de existir estimulaciones, amplitud de fracturas y coeficientes de almacenamiento.

Caracterización integral del yacimiento

Esta actividad será realizada por el Contratista tras analizado los datos históricos de producción (agua y gas), pruebas de variación de presión, registros de presión de fondo fluyendo y cerrado y datos de comportamiento del yacimiento. Los resultados serán unificados en un modelo estático, para con ello generar un modelo dinámico el cual servirá para identificar y evaluar los elementos que afectan la explotación de un yacimiento, a través del análisis de variables que indican el comportamiento del sistema, tales como presión, temperatura, flujo y trazadores entre otros elementos. Su objetivo es la detección y evaluación de los elementos que afectan los procesos de flujo presentes durante la explotación de un yacimiento, tales como fallas geológicas, acuñamientos, estratificación, discordancias, porosidad, permeabilidad y fracturas entre otros.

e. Pronóstico de producción

En la Tabla 6 y Fig. 2 se muestra el pronóstico de producción asociado a los dos pozos a perforar durante el periodo de Evaluación. De acuerdo con el Plan, la producción del primer pozo a perforar iniciará en

(17)

el noveno mes, mientras que la producción del segundo pozo a perforar iniciará en el undécimo primer mes. De acuerdo con el Plan de Desarrollo presentado por el Contratista para el Área Contractual, la producción de agua es en promedio 20 bpd.

Tabla 6. Pronóstico de producción de gas (Fuente: Contratista)

Fig. 2. Pronóstico de producción de gas (Fuente: Comisión con datos del Contratista)

En la Tabla 7 y Fig. 3 se observa la producción acumulada de gas en el Área Contractual durante los 12 meses del Periodo de Evaluación.

Tabla 7. Volumen de gas a acumular (Fuente: Contratista)

0 1 2 3 4 5 6 7 8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 m m p cd Mes Gas Mes 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Gas (mmpcd) 3.985 3.620 7.274 6.608 Volumen a recuperar Gas (mmpc) 648.61

(18)

Fig. 3. Producción acumulada de gas (Fuente: Comisión con datos del Contratista)

f. Inversiones y gastos de operación

El Plan de Evaluación tendrá una duración de 12 meses, en donde las actividades presentadas tienen como objetivo el cálculo del volumen remanente de hidrocarburos, la reserva probada no desarrollada, probable y posible, así como la toma de información necesaria para evaluar el potencial remanente de hidrocarburos en el yacimiento objetivo Paleoceno Midway-17 y en el horizonte secundario Paleoceno Midway-9.

Para la estimación de costos de dichas actividades, el Operador se basó en las siguientes premisas:  Tipo de cambio de 19.9957 MXN/USD

 Pronóstico de producción de 5.46 mmmpc de gas.

 La metodología para calcular los costos y las inversiones obedece a la solicitud de cotizaciones de diversos proveedores que presentaron presupuestos bajo condiciones de mercado.

 El programa de inversiones del Plan de Evaluación está respaldado por la implementación del Programa Mínimo de Trabajo y el Incremento al mismo, conforme a la ejecución de las actividades dentro del área contractual.

Actividad Evaluación

La distribución del Presupuesto asociado a la Actividad Evaluación del Plan de Evaluación se observa en la Fig. 4 0 100 200 300 400 500 600 700 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 m m p c Mes Gas

(19)

$ 8,380,404 (monto en dólares de Estados Unidos)

Fig. 4. Distribución del Presupuesto del Plan de Evaluación, Actividad Evaluación por Sub-actividad (Fuente: Comisión con datos del Contratista).

En la Tabla 7 se desglosa el Presupuesto por Sub-actividad para realizar las operaciones del Plan de Evaluación correspondientes a la Actividad Evaluación.

Sub-actividad Tarea

Presupuesto Indicativo

General 120,000

Administración, gestión de actividades y gastos del

proyecto 120,000

Geofísica 64,813

Pre-procesamiento, procesamiento,

interpretación y reprocesamiento de datos sísmicos

64,813

Geología 63,000

Análisis geoquímicos de muestras 5,000

Estudios geológicos de detalle 24,000

General, 2% Geofísica, 1% Geología , 1% Pruebas de Producción, 1% Ingeniería de Yacimientos, 1% Otras Ingenierías, 1% Perforación de Pozos, 91% Seguridad, Salud y Medio Ambiente, 2%

(20)

Sub-actividad Tarea

Presupuesto Indicativo

Estudios de presión, volumen y temperatura (PVT) 76,000

Caracterización de Yacimientos 25,009

Otras Ingenierías 102,621

Diseño de ductos 102,621

Perforación de Pozos 7,628,485

Preparación de áreas y/o vías de acceso a la

localización 410,485

Servicios de perforación de Pozos 6,888,000

Terminación de Pozos 330,000

Seguridad, Salud y Medio Ambiente 194,440

Estudios de impacto ambiental 194,440

Total 8,380,4042

Tabla 7.3 Resumen del Presupuesto Indicativo del Plan de Evaluación, Actividad Evaluación del Contrato CNH-R01-L03-A3/2015

(Montos en dólares de Estados Unidos) (Fuente: Comisión con datos del Contratista).

Del análisis realizado, se observa que como parte del Plan de Evaluación propuesto por el Contratista fue entregado el Presupuesto que detalla los costos asociados a cada una de las operaciones programadas dentro del Plan de Evaluación, de acuerdo a las Cláusulas 4 y 10.2 del Contrato.

g. Mecanismos de medición

De acuerdo con la información presentada por el Contratista, los hidrocarburos que se produzcan en el Área Contractual serán recolectados a través de líneas de descarga y transportados en primera instancia al Módulo de Recolección de Gas Calibrador para una primera etapa de compresión y separación. De este Módulo se enviarán a la Estación de Recolección, Compresión y Deshidratación de Gas, para el acondicionamiento final de los mismos por medio de separadores y deshidratación. Dentro de las instalaciones de la estación antes citada se encuentra ubicado el punto de medición actualmente aprobado, el cual es operado por Pemex Exploración y Producción, empresa con la que el Contratista tiene un acuerdo de medición, hasta en tanto cuente con su propia medición.

De acuerdo con el contratista, el Área Contractual demanda el servicio de infraestructura de producción compartida de instalaciones que se ubican en la estación de recolección y compresión operada con la compañía Grupo Mareógrafo S.A. de C.V para la separación, compresión y deshidratación para manejar un volumen actual de 3.5 mmpcd adicional a la infraestructura que tiene en el Modulo Calibrador y así completar su proceso hasta el punto de venta.

El gas producido en los nuevos pozos de la etapa de Evaluación será manejado de forma conjunta con los demás pozos que actualmente están operando en el Área Contractual de acuerdo a la siguiente filosofía operativa, presentada por el Contratista.

2 En la Tabla 6. Cronograma de ejecución del Plan de Evaluación del Plan de Evaluación presentado por el Contratista, coincide

respecto al Presupuesto del Plan de Evaluación en las Sub-actividades Pruebas de Producción, Ingeniería de Yacimientos, Otras Ingenierías y Perforación de Pozos en términos totales.

(21)

La Estación de Recolección, Compresión y Deshidratación de Gas cuenta con 3 módulos de recolección de gas, los cuales están diseñados para manejar con flexibilidad operativa la descarga de 15 líneas de descarga de 3” de diámetro, así mismo cuenta con un cabezal de recolección donde es manejado el gas procedente del Módulo de Recolección de Gas por un gasoducto de 6”  de diámetro, así como el gas procedente de los campos Calibrador (2 gasoductos de 6” ), China (gasoducto 6” ) y Duna (gasoducto 6” ). Los módulos de recolección de gas pueden manejar el gas en 3 sistemas de presión: sistema de baja presión con rangos de 120-180 psi, sistema de intermedia presión con rangos de 240-280 psi así como el sistema de alta presión o fluyente con rangos de presión de 850-950 psi dependiendo la presión del sistema del punto de venta del gasoducto de 42”  del entronque San Fernando-Los Ramones.

La Estación de Recolección Compresión y Deshidratación de Gas cuenta con el área de separación de gas y líquidos, la cual esta provista de 4 separadores horizontales para el flujo de los 3 sistemas de presión dentro de los cuales se encuentra 1 separador de prueba de 5 mmpc, el separador del sistema de baja presión tiene una capacidad de 30 mmpc, el separador de intermedia presión tiene una capacidad de 20 mmpc y el separador de alta presión tiene una capacidad de 20 mmpc dirigiendo su descarga hacia la salida general, sumando en total una capacidad de separación de gas de 75 mmpc contemplando el separador de prueba.

Posteriormente, la descarga de gas del separador de prueba se envía al Compresor de baja presión de 1380 HP con capacidad de manejo de gas máxima de 9 mmpcd, con la finalidad de reducir la contrapresión en los pozos que no cuentan con suficiente energía para fluir de manera óptima. La descarga del separador de intermedia presión se dirige al Compresor de intermedia presión de 1680 HP con capacidad de manejo de gas máxima de 25 mmpcd, con la misma finalidad de mantener las condiciones operativas óptimas de manejo de gas de los pozos de dicho sistema. Ambos compresores descargan el gas comprimido hacia la salida general con una presión de descarga de 850 a 980 psi. Continuando con el flujo, el gas se dirige hacia el proceso de deshidratación para recibir el acondicionamiento con calidad de venta y medición.

Se cuenta con el área de recolección de líquidos que consta de 2 tanques de 1000 barriles y 1 de 500 barriles mismos que recolectan el agua congénita procedente del área de separación de los diferentes sistemas de presión, del área de compresión de desalojo de líquidos y de los desalojos de líquidos del área de deshidratadoras.

La Fig. 5 muestra el diagrama del área de recolección y proceso en Estación de Recolección, Compresión y Deshidratación de Gas.

(22)

Fig. 5. Isométrico del área de recolección y proceso en Estación de Recolección, Compresión y Deshidratación de Gas (Fuente: Contratista)

La Estación de Recolección Compresión y Deshidratación de Gas cuenta también con un sistema de deshidratación en el cual entra la corriente de gas proveniente del sistema de separación con un promedio de presión de 850 a 950 psi, dirigiendo en primera instancia la corriente a un rectificador vertical de alta presión SVAP-1 o pasar directamente al filtro coalescente FC-01, para mejorar la calidad del gas. La salida de gas del filtro coalescente dirige el flujo de gas a las deshidratadoras, donde se elimina el contenido de humedad para cumplir con los requerimientos del cliente que marcan un límite máximo permitido de 7 lb/mmpcd, alcanzándose un contenido de humedad de 4 lb/mmpcd a la salida de las deshidratadoras. El proceso de deshidratación se realiza en las Torres de Contacto o de Absorción por contacto del gas natural con el Trietilenglicol (TEG) a través de un proceso de absorción, mediante equipos deshidratadores denominados DHS-01, DHS-02 y DHS-03 con capacidad total de 100 mmpc. En la Fig. 6 se muestra el diagrama del área de deshidratación Estación de Recolección, Compresión y Deshidratación de Gas.

(23)

Después de someter el gas al proceso de deshidratación, el flujo continúa hacia el sistema de medición para entregar al gasoducto de 12”. Dicha medición está conformada por elementos primarios, secundarios y terciarios, mismos que se describen a continuación:

Elemento primario:

El elemento primario está integrado por un tubo de medición de tres secciones con medidor ultrasónico de 8”Ø, tipo multitrayectoria con cuatro pares de transductores y una placa acondicionadora de flujo del tipo placa multiperforadora.

Elemento secundario:

Este elemento cuenta con los siguientes componentes:

a. Transmisor multivariable de Presión manométrica y de Temperatura

 Sensor tipo diafragma para la variable presión con rango de 0 a 25000 kPag (de 0 3626 psig)

 Sensor tipo RTD para la variable temperatura con rango de -184 a 816 °C (-300 a 1500 °F).

 Capacidad de medición de presión diferencial con rango de 2.49 bar a +2.49 bar (de -1000 a +-1000 inH2O).

b. Cromatógrafo en línea: este equipo analiza la composición del fluido, con TCD y gas de arrastre Helio, tiempo de análisis de 300 segundos, con capacidad de análisis hasta C9+.

c. Analizador de ácido sulfhídrico en línea: este equipo analiza los contaminantes de H2S, COS y MeSH del fluido, con sistema sensor basado en cintas de acetato de plomo.

d. Higrómetro en línea: este equipo analiza la humedad presente en el fluido, con detector electroquímico tipo celda de absorción laser y gas de arrastre Nitrógeno.

Elemento terciario:

El sistema cuenta con computador de flujo que recibe señales de campo (flujo, temperatura, presión, composición) del Sistema de Medición. El computador está configurado para calcular el flujo de gas de acuerdo con el Reporte 7 del American Gas Association (AGA) y la densidad de acuerdo con el Reporte 8 de AGA, empleando las condiciones base de 20 °C (68 °F) y 98.066 kPa (1 kg/cm2).

(24)

Fig. 7. Isométrico del Sistema de Medición del Punto de Venta en la ERGCD (Fuente: Contratista)

En relación con los Procedimientos de Medición previstos en la cláusula 11.2 del Contrato, el Contratista podrá seguir operando al amparo de los procedimientos de entrega y recepción establecidos en el Plan Provisional, previo a la implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición respectivos.

h. Comercialización de hidrocarburos

De este Módulo se envía a la Estación de Recolección, Compresión y Deshidratación de Gas para el acondicionamiento final de los mismos por medio de separadores y deshidratación. El punto de medición aprobado actualmente en el Área Contractual, se encuentra dentro la Estación de Recolección, Compresión y Deshidratación de Gas, el cual es operado por Pemex Exploración y Producción, empresa con la que se tiene un acuerdo de medición, hasta en tanto CMM Calibrador S.A. de C.V cuente con su propia medición.

i. Aprovechamiento de gas

El ámbito de aplicación de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos se circunscribe a los Operadores Petroleros que realice actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, que involucren la extracción y aprovechamiento del gas natural asociado. Por lo anterior, y dado que el Área Contractual es productora de gas natural no asociado, las Disposiciones mencionadas no son aplicables, sin embargo, el incentivo para este tipo de proyecto es llegar a aprovechar el 100% de la producción.

(25)

V. Mecanismos para la revisión de la Eficiencia Operativa

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

1. Seguimiento del cumplimiento del PMT y su incremento: el Contratista deberá acreditar un total de 9,200 UT para cumplir con el compromiso contractual asociado al PMT. Las actividades a realizar, así como las UT asignadas a cada actividad, de acuerdo con el Contrato, por parte del Contratista se muestran en la Tabla 8.

Actividad UT planeadas UT acreditadas % de cumplimiento

Servicios de perforación de

pozos 8,000

Equipamiento de pozos 800

Estudios petrofísicos 75

Estudios presión, volumen y

temperatura (PVT). 20

Análisis geoquímico de

muestras 20

Estudios geológicos a detalle 300 Caracterización de

yacimientos 300

Pre-procesado, procesado, interpretación y re-procesado de datos sísmicos.

30

Total 9,545

Tabla 8. Indicador de desempeño delcumplimiento del PMT y su incremento en función de las UT acreditadas (Fuente: Comisión con datos del Contratista).

2. Seguimiento del Plan: con base en el artículo 31 fracciones VI y VIII de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Contratista en el Área Contractual, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, esté de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 9.

(26)

vii. Perforación de Pozos 7,628,485 viii. Seguridad, Salud y Medio Ambiente 194,440

Presupuesto Total 8,380,404

Tabla 9. Indicador de desempeño del Presupuesto Indicativo en función de las erogaciones ejercidas (Fuente: Comisión con datos del Contratista).

ii) Las actividades planeadas por el Contratista están encaminadas al incremento de la producción en el Área Contractual, mismo que está condicionado al éxito de dichas actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de gas y de condensado que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como se muestra en las Tabla 10, respectivamente.

Tabla 10. Indicador de desempeño de la producción de gas en función de la producción de reportada (Fuente: Comisión con datos del Contratista). Mes 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Total Producción de gas programada (mmpcd) 3.985 3.620 7.274 6.608 648.61 (mmpc) Producción de gas real (mmpcd) Porcentaje de desviación

(27)

VI. Programa de administración de riesgos

El Programa de Administración de Riesgos fue presentado por el Contratista conforme a la cláusula 13.3 y numeral 6 del Anexo 7 del Contrato, así como al apartado VI.10 del Anexo I de los Lineamientos.

En atención a lo anterior, la Agencia evaluó dicho Sistema de Administración en el ámbito de su competencia, por lo que mediante oficio ASEA/UGI/0043/2017 del 10 de febrero de 2017, notificó que el Contratista ingresó la Solicitud del Registro de la Conformación de su sistema de Administración y la Clave Única de Registro de Regulado el 31 de octubre de 2016, misma que se encuentra en etapa de prevención de información.

(28)

VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional y

transferencia de tecnología

En relación al Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional, el cual considera, entre otros, la transferencia de tecnología, en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos, el Contratista presentó diversa información relacionada, conforme a la cláusula 18.3, 18.5, el numeral 8 del Anexo 7 del Contrato, así como al apartado VI.12 del Anexo I de los Lineamientos.

Sobre el particular, la Secretaría de Economía a través de la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético, evaluó el programa presentado por el Operador en el ámbito de su competencia, por lo que mediante oficio UCN.430.2017.0073 de fecha 22 de marzo de 2017, notificó a esta Comisión, que es probable que el Contratista cumpla con las obligaciones en materia de contenido nacional, establecidas en el Contrato para la etapa de Evaluación en 22%. Sin embargo, el Contratista presentó gastos excluidos del cálculo de contenido nacional, como es el caso de pago por Permisos y Licencias, los cuales deberán ser excluidos.

(29)

VIII. Resultado del dictamen

Derivado del análisis integral de la información relacionada con el Plan presentado por el Contratista, el equipo técnico de la Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan de Evaluación propuesto por el Contratista de conformidad con los criterios generales emitidos por la Comisión mediante Resolución CNH.E.54.001/16, en relación con el contenido del Contrato y los Lineamientos, en lo conducente, por lo que se determinó que, en cumplimiento a dicha Resolución, el Plan considera las actividades necesarias para el cumplimiento del PMT y su incremento, en el plazo que establece el Contrato. Adicionalmente, se observa lo siguiente:

 El Contratista considera un proceso de caracterización integral de yacimientos que incluye la actualización del modelo estático y dinámico, mismos que servirán para definir la estrategia de Desarrollo para el Área Contractual.

 A través de la perforación de dos pozos que iniciarán producción en el mes noveno y en el mes undécimo a partir del inicio de ejecución del Plan, el contratista considera el incremento en la recuperación de gas en el Área Contractual.

 El Contratista considera un amplio programa de toma de información de yacimientos durante la ejecución del Plan, entre la que se encuentran registros geofísicos, muestras de fluidos, pruebas de presión, análisis de núcleos, entre otras. Esta información servirá para darle mayor certidumbre a los modelos estático y dinámico también considerados.

 Las actividades consideradas en el Plan, además del cumplimiento del PMT como parte del compromiso contractual, busca reunir los elementos necesarios para que el Contratista determine la estrategia seguir durante el Plan de Desarrollo a largo plazo que, en su caso, presentará a la Comisión.

 El Contratista operará al amparo de los procedimientos de entrega y recepción que se establezcan en el Plan de Desarrollo presentado para el Área Contractual.

 El Contratista plantea un aprovechamiento tendiente al 100% del gas producido, lo que refleja el aprovechamiento del gas como principal producto dentro del Área Contractual y resulta congruente en términos de la fracción II del artículo octavo de los Lineamientos.

 Del contenido del Plan de Evaluación se advierte que este fue estructurado y elaborado con base en la aplicación de tecnologías adecuadas para las características del Área Contractual, lo que permitirá maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables.

(30)

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

Queda condicionado a la resolución de la Agencia Nacional de Seguridad Energía y Ambiente, para que el Contratista pueda iniciar actividades petroleras.

Elaboró:

ING. JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA Director de Área

Dirección General de Dictámenes de Extracción

Revisó:

ING. JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ Director General Adjunto

Dirección General de Dictámenes de Extracción Autorizó:

ING. LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ Titular de la Unidad Técnica de Extracción

Figure

Actualización...

Referencias

Actualización...

Related subjects :