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omi ión cion 1
de Hidrocarburos
Contrato CNH-M3-MISION/2018
Opinión Técnica sobre el Primer Programa de
Trabajo y Presupuesto 2018-2019, asociados
al Plan de Desarrollo para la Extracción
Pemex Exploración y Producción y Servicios
Múltiples de Burgos, S.A. de C.V.
Área Contractual Misión
CONTENIDO .................................................................................................................................................................. 2
l. DATOS GENERALES DEL CONTRATO ......................................................................................................... 4
11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN ...... 6
111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ................................................................................................. 7
IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PROGRAMA DE TRABAJO ................................. 8
a) Objetivo del Programa de Trabajo .......................................................................................................... 8
b) Actividades físicas .................................................................................................................................. 8
c) Perforación y terminación de pozos ....................................................................................................... 10
d) Infraestructura ........................................................................................................................................ 13
e) Pronóstico de producción ....................................................................................................................... 14
f) Aprovechamiento de gas ....................................................................................................................... 16
g) Mecanismos de medición ....................................................................................................................... 17
h) Comercialización de hidrocarburos .......................................... : ............................................................. 18
i) Fideicomiso de Abandono ...................................................................................................................... 19
V. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DEL PRESUPUESTO ........................................................................................ 20
a) Descripción del Primer Presupuesto ...................................................................................................... 20
VI. RESULTADO DE LA OPINIÓN TÉCNICA ...................................................................................................... 24
l. Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país ................................................ 25
11. Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas naturalen el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos y yacimientosabandonados, en proceso de abandono y en explotación ..................................................................... 25
111. La reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de laNación y, a partir de los recursos prospectivos ...................................................................................... 25
IV. La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos . ............................................................................ 25
VI. Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio delpaís . ....................................................................................................................................................... 25
VII. Procurar el aprovechamiento del gas natural asociado en las actividades de exploración y extracciónde hidrocarburos . ................................................................................................................................... 25
ANEXO. NOTA METODOLÓGICA ............................................................................................................................... 27
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- ·- -- - - -- - --·---------------· - --�----------------·-- ·-------------·------�---------------------·-
----------------------------•--·
Índice de Tablas
Tabla 1. Datos generales del Contrato ........................................................................................................................... 4 Tabla 2. Vértices del Área Contractual - Polígono A . .................................................................................................... 5 Tabla 3. Vértices del Área Contractual - Polígono B . .................................................................................................... 5 Tabla 4. Actividades a desarrollar en el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 . ................................ 9 Tabla 5. Pozos tipo - Área Contractual Misión . ............................................................................................................ 10 Tabla 6. Cronograma de perforación de pozos año 2018 - Área Contractual Misión . .................................................. 11 Tabla 7. Cronograma de Reparaciones Mayores años 2018-2019 - Área Contractual Misión ..................................... 12 Tabla 8. Pronóstico de producción de gas y condensado por el Operador para los años 2018-2019 . ......................... 14 Tabla 9. Aprovechamiento de gas - Años 2018-2019 . ................................................................................................. 16 Tabla 1 O. Resultados de la estimación de la incertidumbre del Bloque Misión . ............................................................ 17 Tabla 11. Aporte Anual al Fideicomiso de Abandono . .................................................................................................. 19 Tabla 12. Primer Presupuesto ....................................................................................................................................... 20
Índice de Figuras
Figura 1. Ubicación del Área Contractual Misión . .......................................................................................................... 5 Figura 2. Diagrama generalizado del proceso de evaluación, Opinión Técnica y resolución ......................................... 6 Figura 3. Actividades a desarrollar en Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 .................................... 8 Figura 4. Pronóstico de producción de gas y condensado por el Operador para los años 2018-2019 . ........................ 15 Figura 5. Aprovechamiento de gas y capacidades de manejo de gas y condensado, para los años 2018-2019 . ........ 16 Figura 6. Distribución porcentual del Primer Presupuesto por Actividad petrolera ........................................................ 20 Figura 7. Distribución porcentual del Primer Presupuesto por Actividad petrolera Desarrollo . ..................................... 21 Figura 8. Distribución porcentual del Primer Presupuesto por Actividad petrolera Producción ..................................... 21 Figura 9. Distribución porcentual del Primer Presupuesto por Actividad petrolera Abandono . ..................................... 21 Figura 10. Comparativo de Costos respecto a rangos de referencia, Actividad petrolera Desarrollo . .......................... 22 Figura 11. Comparativo de Costos respecto a rangos de referencia, Actividad petrolera Producción .......................... 22 Figura 12. Opciones para seleccionar comparativo de referencia . ............................................................................... 27
□
Datos generales del Contrato
La Asignación AE-0398-M-MISIÓN Campo Misión se conformó un Contrato de Obra Pública Financiada(COPF) No. 414103997 que estuvo vigente desde 2004 a 2018, actualmente y luego de realizar el procesode migración se conformó un Contrato para la Exploración y Extracción (CEE) Contrato CNH-M3-MISION/2018 (Contrato), bajo la modalidad de Producción Compartida, el cual se celebró el 2 de marzo de2018 entre, los Estados Unidos Mexicanos por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos(Comisión) y Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. (SMB) 49% y Pemex Exploración y Producción(PEP) 51 %, siendo designado por las empresas firmantes del Contrato (SMB y PEP), previa notificaciónde procedencia emitida por la Secretaría de Energía con opinión de la Comisión, a SMB como el Operadorde este Contrato.
El 20 de febrero de 2018 fue aprobado mediante la Resolución CNH.E.08.001/18 un Plan Provisionalrelacionado con la Migración de la Asignación AE-0398-M-MISIÓN por 12 meses de vigencia, con lafinalidad de dar continuidad a las actividades de desarrollo.
La duración del Contrato es de veinticinco (25) años a partir del 2 marzo 2018, en el entendido de quecontinuarán vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de laterminación del Contrato, incluyendo, las relativas al abandono y a la indemnización.
Características
Contrato Area Contractual
Estado y municipio
Su erficie Fecha de emisión I firma Vi encia
Ti o de Contrato
Operador y socios con porcentaje de artici ación
Profundidad para extracción
Yacimientos ylo Campos
Colindancias
Otras características
Descripción
CNH-M3-MISION/2018 Misión
Tamaulipas (Mier, Miguel Alemán, Camargo, Gustavo Dfaz Ordaz,Reynosa) y Nuevo León (General Bravo, Los Adamas y Doctor CossJ. 1,692.752 kilómetros cuadrados (km2)
2-marzo-2018 2-marzo-2043 (25 año
--"'s)
'----_CEE b_ijo la modalidad de Producción CompartidaServicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. (SMB) 49% y PemexExploración y Producción 51 %
Todas las fonnaciones, a excepción de aquellas en los playsde recursos no convencionales (gas aceite de lutitas).Arcabuz, Bocaxa, Cali, Camargo, Forcado, Géminis, Integral,Mandarín, Misión, Paje, Presa, Quitrín, Santa Anita, Tepozán, Tinta,Trapiche, Troncón y Valadeces.
Campos: Arcos, Azúcar, Santa Rosalfa, Cuervito, Pamorana, Llanolanco y Caftón.
Campos productores de gas y condensado.
Tabla 1. Datos generales del Contrato.
(Fuente: Comisión con datos del Contrato y con información proporcionada por el Operador).
El Área Contractual Misión (Área Contractual) se encuentra ubicada en la Cuenca Terciaria de Burgos,localizada al noreste de México, en los estados de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, limitada al nortepor el Río Bravo; al este por la Plataforma Continental del Golfo de México; al sur por la Cuenca TampicoMisantla y al oeste por los afloramientos del contacto Cretácico-Terciario en la vecindad de la Sierra MadreOriental Figura 1, contando con 2,279 bloques divididos en dos polígonos (A y B) Tabla 2 y Tabla 3. � y
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13
Misión
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111
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� o 50 100
t 111
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200 300
.. ..
Figura 1. Ubicación del Área Contractual Misión.
(Fuente: Comisión)
Vértice Longitud Oeste Longitud Norte 1 98
º
47' 52.41" 26º
21' 30"
2 98º
25' 00" 26º
11' 01.66"
3 98º
25' 00" 26º
10' 00"
4 98º
35' 00" 26º
10' 00"
5 98º
35' 00" 26º
00' 00"
6 98º
50' 30" 26º
00' 00"
7 98º
50' 30" 26º
10' 00"
8 98º
54' 30" 26º
10' 00"
9 98º
54' 30" 26º
19' 30"
10 98º
48' 30" 26º
19' 30"
11 98º
48' 30" 26º
21' 30"
Tabla 2. Vértices del Área Contractual - Polígono A.
(Fuente: Comisión con datos del Contrato)
Vértice Longitud Oeste Longitud Norte
1 99º
06' 29.28" 26º
25' 30"
2 99º
04' 00" 26º
23' 50.48"
3 99º
04' 00" 26º
18' 30"
4 98º
58' 00" 26º
18' 30"
5 98º
58' 00" 26º
13' 00"
6 99º
01' 00" 26º
13' 00"
7 99º
01' 00" 26º
10' 00"
8 99º
15' 30" 26º
10' 00"
9 99º
15' 30" 26º
25' 30"
Tabla 3. Vértices del Área Contractual - Polígono B.
(Fuente: Comisión con datos del Contrato)O
o
.,.
i11
11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación de lainformación
El proceso de evaluación técnica y económica, a efecto de emitir la opinión sobre el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 por el Operador, involucró la participación de cuatro unidades administrativas de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Medición, la Dirección General de Comercialización de Producción y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica.
La Figura 2 muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, Opinión Técnica y resolución respecto del Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 presentado por el Operador para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS.7.DGDE.0114/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CNH-M3-MISION/2018 de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.
Escrito SMB S/N
SMB - Comisión Presentación Plan de
Desarrollo, primer Programa de Trabajo
y Presupuesto
29/jun/2018
Oficio 250.399/2018
Comisión - SMB
Prevención por información faltante
20/jul/2018
Escritos SMB-SMBGECO0252018 y
SMB-SMBGECO0302018
SMB - Comisión
Atención a la Prevención
Prórroga +8 días habiles 22/a¡:¡o/2018
Comisión -+ Secretaría de Economía Cumplimiento Contenido Nacional (CN), Programa de Capacitación
(PC) y Transferencia Tecnológica (TT) 5 jul 2018: Oficios 250.350/2018 (CN) y 250.352/2018 (PC y TT)
6 sep 2018: Oficios 250.498/2018 (CN) y 250.499/2018 (PC y TT) 8 oct 2018: Oficios 250.602/2018 (CN) y 250.603/2018 (PC y TT) 19 die 2018: Oficio 250.840/2018 (CN) y 250.841/2018 (PC y TT)
18 ene 2019: Oficio 250.020/2019 (CN)
Comisión -+ Ag encia Sistema de Administración de Riesgos
4 jul 2018: Oficio 250.349/2018 6 sep 2018: Oficio 250.497/2018 8 oct 2018: Oficio 250.601/2018
19 die 2018: Oficio 250.839/2018
Oficio 250.561/2018
: Oficio 250.008/2019 i Ampliación Plazo +60 días hábiles
l' 11/ene/2019
Comisión - SMB
Declaratoria de Suficiencia
19/sep/2018
··•·c-,-t:,'''"'.'- ).,,.Comisión, .. · i;fj
Pre_sentaciónal ''/"j Organo de ·. ;·, Gobierno 1
24/ene/2018
SMB-+ Comisión 19/sep/2018 Alcance a la información 17/dic/2018 Alcance a la información 18/dic/2018 Alcance a la información 28/dic/2018 Alcance a la información 14/ene/2019 Alcance a la información
Figura 2. Diagrama generalizado del proceso de evaluación, Opinión Técnica y resolución-...._./ A__,,
(Fuente: Comisión). 1 � �\ '"?77
r
n
,.
Criterios de evaluación utilizados ----
Se verificó que el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 fuera congruente con lo establecido en el Plan de Desarrollo, cumpliera con las Mejores Prácticas de la Industria y los demás términos y condiciones previstos en el Contrato. Asimismo, se verificó que el Presupuesto para los años 2018-2019 estuviera denominado en Dólares de los Estados Unidos de América, incluyera el estimado pormenorizados de los costos necesarios para implementar las Actividades Petroleras consideradas en el Programa de Trabajo al que corresponda el Presupuesto, contuviera el calendario de erogaciones estimadas de los costos, indicara los supuesto o premisas utilizadas en la elaboración de dicho Presupuesto y estableciera el alcance para que la Comisión realizará la evaluación con base en el Anexo 4 del Contrato.
Así como también se advierte que el Programa de Trabajo deberá cumplir con una lista detallada de las actividades individuales que planea realizar el Operador y el tiempo estimado de cada una de estas actividades, cumplimiento con el Plan de Desarrollo respectivo, se alinea con las Mejores Prácticas de la Industria, así como con la Normatividad Aplicable, y los términos y condiciones del Contrato, y la autorización al Sistema de Administración de Riesgos, así como cumplimiento con el Programa Mínimo de Trabajo.
La Comisión consideró las bases establecidas en los artículos 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y 7 de los "LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones" (Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos para el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019.
Al respecto, se advierte que el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 cumplen con los requisitos establecidos en los artículos 7, fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII, 11, 19 y el Anexo VII, fracción 111, inciso b) y fracción V inciso b} de los Lineamientos. Asimismo, se advierte que el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 cumplen con los requisitos establecidos en las Cláusulas 8.1, 10.1, 12.1, 12.3, 15.2, 16.4, 19.1 y 19.4 del Contrato. (f Y
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o
IV. Análisis y Evaluación de los elementos del Programa de Trabajo
a) Objetivo del Programa de Trabajo
El Programa de Trabajo provee la información necesaria para satisfacer lo establecido en la Cláusula 10.1 del Contrato CNH-M3-MISION/2018.
De conformidad con la Cláusula 10.1 Programas de Trabajo, se considera técnicamente viable el Programa de Trabajo para los años 2018-2019 que considera las Actividades Petroleras realizadas y a realizarse de marzo 2018 a diciembre 2019. Con una inversión de 130 MMUSD, que incluye 79 MMUSD de actividades de Desarrollo, 45 MMUSD en actividades de Producción y una aportación al Fideicomiso de Abandono a partir de 2019 por 5.75 MMUSD; siendo que el Operador presenta un monto por 1,016,054 dólares señalados como no elegibles, pertenecientes a gastos de operación (actividades de Desarrollo), por lo que no se someten a la aprobación de la Comisión; resultando un monto total a aprobación por la Comisión de 128.49 MMUSD (Las cifras pueden no coincidir por el redondeo).
Se enuncian las principales actividades a realizar por el Operador bajo el amparo del Plan de Desarrollo: perforación de pozos, Reparaciones Mayores, mejoras en Estaciones, telemetría y SCADA, mejoras en Puntos de Medición, mejoras tecnológicas y de sistemas y adecuaciones y redireccionamiento de líneas, entre otras. Se presenta cronograma detallado de actividades, con las fechas de inicio y fin previstas para cada caso Figura 3, en las siguientes secciones se describen en detalle las principales actividades a realizar durante el presente Programa de Trabajo 2018-2019.
1 No Actividad / Sub�act1v1dad Aeuvw.d ..
Perforación de Pozos Nuevos de Oesarrolk> (17)
Reparaciones Mayores (52)
MeJoras en Estación Arcabuz�
MaJoras en Estactón Cah
Meioras en Estación Forcado'
MeJoras en Estactones Santa Anita·
MeJoras en Estaciones
Telemetrla y Scada
17
52
2
2
1
5
Me¡oras en Puntos de MedIc10n 5
Me¡oras Tecnológocas y de Sistemas 1
Adecuactenes y red1recc1onam1ento de líneas· 3
SASISOPA Asesorla y Sistema de Gerenc1am1ento· 1
2 4 3 3 3 3 3
Nota: La probación de actividades por parte de la Comisión corresponde a los niveles de Actividad y Sub-actividad petrolera. •Actividades que su ejecución continua posterior al año 2019.
Figura 3. Actividades a desarrollar en Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
3 3 4
Dentro del Plan Provisional se tiene ya aprobado la perforación de 3 pozos y 14 Reparaciones Mayores, las cuales están incluidas en el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019. La perforación de los 3 pozos se tiene previsto como los primeros en el año 2019, y las 14 Reparaciones Mayores ya fueron ejecutadas en 2018.
b) Actividades físicas
En términos de la Cláusula 10.1 del Contrato, el Operador presenta el Programa de Trabajo enfocado en la perforación de 17 pozos nuevos, 52 Reparaciones Mayores, construcción de líneas de recolección y readecuación de instalaciones para atender los volúmenes de producción del Plan de Desarrollo por estaciones, así como también, actividades de mantenimiento a la infraestructura existente, para poder manejar la producción planeada por el Operador; dichas actividades bajo el amparo del Plan de Desarrollo.
Estando consideradas por el Operador las siguientes actividades, Tabla 4. 77 7 1 �
n ;/J
------------·---------- -- �- �-- - - -----
-----------·----- -· -- - -· - -------------------------
---------·
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Actividades
Perforación de Pozos Nuevos de Desarrollo (17) Reparaciones Mayores (52) Mejoras en Estaciones Arcabuz, Cali, Forcado y Santa Anita. Telemetría y SCADA. Mejoras en Puntos de Medición. Mejoras TecnolóQicas y de Sistemas. Adecuaciones y redireccionamiento de líneas. SASISOPA: Asesoría y Sistema de Gerenciamiento. Abandono de los pozos e instalaciones que pierdan el interés productivo durante la viqencia del Contrato.
Tabla 4. Actividades a desa"ollar en el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
Actividades de Producción: • Operación de las instalaciones existentes,• Ingeniería de Yacimientos,• Mantenimiento de Duetos,• Pruebas de Producción,• Intervención de Pozos,• Tratamiento de Residuos,• Gastos generales de Administración del Proyectos y Seguridad, Ambiente y Salud, etc.
Actividades de Desarrollo: • Perforación de 17 pozos nuevos de desarrollo en los diferentes Campos que conforman el área
contractual, y• Reparaciones Mayores 52 durante el período.
Instalaciones de Desarrollo: • La construcción de módulos de recolección y redireccionamiento de pozos,• Mejoras en estaciones de recolección y relocalización de Facilidades entre estaciones,• Mejoras en los Puntos de Medición de gas y condensado (incluye toma muestras continuo, de
acuerdo a lo aprobado en el Plan Provisional),• Mejoras automatización de pozos y sistema SCADA,• Sistemas y Comunicaciones, y licencias de Seguridad, Ambiente y Salud
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1
-------- ----------------------------- --·- ---- .
- - -· - - - - -
------------ --------- -- --- ------ - - - --- --- - - --- · -
e) Perforación y terminación de pozos
El Operador tiene considerados tres Pozos tipo, los cuales se presentan en la Tabla 5.
Características
Actividad Física(# pozos)
Objetivo General
Formación
Geometrla
Profundidad Diseño de tuberlas
Terminación
Tecnologlas
Distancia entre Pozos (m) CostojMMUSD)
Tiempo de ejecución (días) Perforación (!11as)
Terminación (días) Equipo
Recuperación final estimada (MMMpc)
Pozo Tipo 1 Pozo Tipo 2 Todos los Campos Santa Anita Somero
10 6 Eoceno (principalmente
Eoceno Queen City Yeaua/Queen Citv/Jacksonl
Eoceno (principalmente Eoceno Queen City
Yegua/Queen City/Jacksonl Vertical / Tioo S Vertical / Tioo S
2,700 2,300 Desviado (3 Etaoasl Desviado (3 Etaoasl
Tubinaless Tubinaless MPD-BRG / Top Orive / MPD-BRG / Top Orive /
Skiddina Skiddina 550 550
$3.03 $2.25 21 20 15 14 6 6
Too Orive Too Orive 2.40 1.80
Tabla 5. Pozos tipo - Área Contractual Misión.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
Pozo Tipo 3 Arcabuz Profundo
1
Eoceno Wilcox
Eoceno Wilcox
Vertical / Tioo S 2,800
Desviado (3 Etaoasl Tubinaless
MPD-BRG / Top Orive / Skiddina
600 $3.98
25 18 7
Too Orive 2.40
El Operador plantea la aplicación de tecnologías existentes en el mercapo y nuevas, con el objetivo deoptimizar los tiempos de perforación de los pozos, entre las cuales presenta:
Skidding ó walking rigs, top drive, MPD (Managed Pressure Drilling por sus siglas en inglés), perforacióncon tubería de revestimiento - CWD (Casing While Drilling, por sus siglas en inglés), lodos de perforación,lechadas de cemento ligeras, válvulas de flujo alterno (con sistema de identificación por radiofrecuencia),sistemas de oscilación axial, sistemas rotativo direccional, LWD (Logging while drilling, por sus siglas eninglés), registros asistidos, empacadores hinchables y camisas para terminación de intervalos múltiples.
De igual manera, el Operador propone terminaciones para los pozos de tipo Tubingless, en donde loshidrocarburos son producidos a través de la tubería de revestimiento, siendo que dicha terminaciónoptimiza tiempos y costos de terminación, lo cual lleva a una puesta en producción de dichos pozos enmenor tiempo.
Para las terminaciones, el Operador considera estimulaciones para obtener producción comercial de loshidrocarburos, debido a las características petrofísicas de las arenas del Área Contractual Misión, lascuales son consideradas como "tight sands" (arenas de baja permeabilidad). Las estimulaciones que sonpropuestas por el Operador son convencionales (geles de baja carga polimérica), híbridas y de tecnologíascomo nano fluidos, apuntalantes con sistemas resinados, cerámicos de alta resistencia y mayor conductividad, así como apuntalantes de nueva generación, los cuales proporcionan mejor conductividad, \\Ímenor factor de fricción y alta resistencia.
\El Operador contempla los siguientes cronogramas para la perforaciónTabla 6 y Tabla 7.
----------------�- -- ----
----- ----------- ·---- --------------
-----·
Perforación
1 •
•••••••••1m .. 1&-1;1.um .. 1&• ARCABUZ-
652
SANTA
ANITA-278
TEPOZAN-2
FORCADO-2
SANTA
ANITA-502
SANTA
ANITA-281
SANTA
ANITA-285
SANTA
ANITA-277
SANTA
ANITA-279
ARCABUZ-
653
ARCABUZ-640
ARCABUZ-641
ARCABUZ-
654
SANTA
ANITA-283
ARCABUZ-448
Tabla 6- Cronograma de perforación de pozos año 2018 -Área Contractual Misión.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
Reparaciones Mayores
2018
FORCADO-3
SANTA
ANITA-503
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. ,, . . ,, . ARCABUZ-
404
SANTA
ANITA-280
TRAPICHE-
29
ARCABUZ-
425
TRAPICHE-27
MANDARIN-
1
SANTA
ANITA-210
SANTA ANITA-
220
SANTA ANITA-
259
SANTA ANITA-
292
SANTA ANITA-
294
CAU-11
MISION-85
SANTA
ANITA-411
[]
---- -- ______.,.. ________ - -------- ·------ ------ ---- --- - --- ... -- ...
� - - - - .
- ----- -- --�--- - - - - - -- - - -
Reparaciones Mayores
1 •
■ 1:8 ■v W◄!f!i&Mt W WM Eh L4&111IBfull3 ilfiii•f!m IJS.JI MIS .. llfiiL,llUIS .. llfii ;1n¡¡1r• - •11¡¡1r■ t�t1,�·-. . ¡�¡¡tl•-- 1·11n·• n·• . . . . . - 11. . .
SANTA
ANITA-257
SANTA
ANITA-230
ARCABUZ·
555
BOCAXA-1
BOCAXA-10
TEPOZAN-1
ARCABUZ-
403
ARCABUZ-
412
ARCABUZ-
430
CALl-201
GEMINIS-
1002
MISION-83
TRAPICHE·
47
TRAPICHE·
49
TRAPICHE-7
BOCAXA-2
INTEGRAL-2
SANTA
ANITA-302
SANTA
ANITA-230
SANTA
ANITA-303
SANTA
ANITA-317
SANTA
ANITA-221
SANTA
ANITA-222
SANTA
ANITA-257
SANTA ANITA-
233
SANTA ANITA-
253
SANTA ANITA-
254
SANTA ANITA-
307
MISION-62
MISION-63
SANTA
ANITA-322
CALl-1
MISION-84
PATLAN-101
ARCABUZ-
411
ARCABUZ·
413
ARCABUZ-
415
ARCABUZ-
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Tabla 7. Cronograma de Reparaciones Mayores años 2018-2019 -Área Contractual Misión. 1 )r" Á
(Fuente Comfalón con lnf�
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d} Infraestructura
El Operador propone para el Primer Programa de Trabajo 2018-2019 actividades para el manejo de la producción planeada, en las cuales contempla las adecuaciones y mejoras de las instalaciones, lográndolo de la siguiente manera:
•
•
•
•
Adecuaciones en módulos de recolección,
Adecuaciones a la infraestructura de separación para trabajar con suficiencia y seguridad (holgura) en el Manejo de los volúmenes por estación,
Mejoras en el manejo operativo del mantenimiento de compresores, y
Mejoras a los puntos de medición .
Las instalaciones a las cuales se les realizarán mejoras y adecuaciones son las siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
•
Estación Arcabuz,
Estación Cali,
Estación Forcado,
Estación Santa Anita,
Telemetría y SCADA,
Puntos de Medición,
Tecnología y sistemas,
Líneas de descarga .
e) Pronóstico de producción
La producción estimada recuperar por el Operador para el año 2019, se presenta en la Tabla 8 y Figura 4.
( Gasd) 1 54.3 1 55.7 1 50.3 1 49.0 1 47.7 1 46.3 1 46.7 1 51.1 1 56.9 1 64.4 1 66.0 1 63.4 1 69.2 1 69.7 1 77.1 1 81.0 1 85.3 1 88.2 1 90.9 1 97.6 1 97.2 1 97.2
'roducción I mmpc nominal e d d on
(b��)a O 1 160 1 177 1 191 1 186 1 180 1 174 1 178 1 208 1 232 1 271 287 1 278 1 315 325 1 372 1 394 1 401 1 425 1 439 1 463 1 496 1 484
( Gas
) 1 1.7 1 1.7 1 1.5 1 1.5 1 1.5 1 1.4 1 1.4 1.6 1 1.7 1 2.0 1 2.0 1 1.9 1 2.1 1 2.1 1 2.3 1 2.5 1 2.6 1 2.7 1 2.8 1 3.0 1 3.0 1 3.0 1 45.8 'roducción I mmmpc
anual Condensado
(Mbls) 1 4.9 1 5.4 5.8 1 5.6 1 5.5 1 5.3 1 5.4 1 6.3 1 7.1 1 8.2 1 8.7 1 8.5 1 9.6 9.9 1 11.3 1 12.0 1 12.2 1 12.9 1 13.3 14.1 1 15.1 1 14.7 1 201.7
( Gas
) 1.7 3.3 1 4.9 1 6.4 1 7.8 1 9.2 1 10.6 1 12.2 1 13.9 1 15.9 1 17.9 1 19.8 1 21.9 24.0 1 26.4 1 28.8 1 31.4 1 34.1 1 36.9 39.8 1 42.8 45.8 'roducción I mmmpc ,cumulada Co
(���:)do
1 5 1 10 1 16 1 22 1 27 1 32 1 38 1 44 1 51 1 59 1 68 1 77 1 86 1 96 1 107 1 119 1 132 1 144 1 158 1 172 1 187 l 201.7
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vP Tabla 8. Pronóstico de producción de gas y condensado por el Operador para los años 2018-2019. �
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Capacidad de mane¡o de gas = 31 O MMpcd Capacidad de almacenamiento de condensado: 19,200 bis
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Volumen acumulado gas@ Die 2019 = 45 8 MMMpc Volumen acumulado condensado@ Die 2019 = 201.7 Mbls
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-caso 1 - Gas Acumulado (MMMpc) -caso 1 - Condensado Acumulado {Mbls)
Figura 4. Pronóstico de producción de gas y condensado por el Operador para los años 2018-2019.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
El pronóstico de producción propuesto por el Operador en el presente Programa de Trabajo da cumplimiento con la Cláusula 8.1 del Contrato, con una tasa de producción de gas y condensado óptima de conformidad con las Mejores Prácticas de la Industria.
El Operador declara que hasta el Punto de Transferencia no se generan Subproductos (elementos o componentes distintos a los Hidrocarburos, tal como el azufre o cualquier otro mineral o sustancia contenidos en el Petróleo o Gas Natural que a su vez puedan ser separados de los Hidrocarburos) distintos a los Hidrocarburos, en cumplimiento con la Cláusula 16.4 d
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f) 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 (Disposiciones) se circunscribe a los Operadores Petroleros que realicen 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, en la Tabla 9 y Figura 5, se presentan los porcentajes de aprovechamiento de gas presentados por el Operador, resaltando que el Operador mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento por arriba del 99.9%, hasta el límite económico, a través de la transferencia y el autoconsumo, de esta manera se garantiza el manejo del gas producido en el Área Contractual, con lo que procura el aprovechamiento de gas del Área Contractual.
Aprovechamiento
Mar- Abr- May- Jun- Jul- Ago- Sep- Oct- Nov- Die- Ene- Feb- Mar- Abr- May- Jun- Jul- Ago- Sep- Oct- Nov- Oic-18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19
(fracción) , • • - , • • , • • mraw-..l!li , • • , • • , • • , • • , • • - , • • , • • , • • deGas(MAG) ■-■■--- ---·11■11■■----■■■-
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Tabla 9. Aprovechamiento de gas -Años 2018-2019. (Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
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Capacidad de manejo de Gas= 310 MMpcd Capacidad almacenamiento de Condensado 19.200 bis
Volumen acumulado gas@ Die 2019 = 45.8 MMMpc Volumen acumulado condensado @ Die 2019 = 201 7 Mbls
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Caso 1 - Gas (MMpcd) -Aprovechamiento de Gas Natural Caso 1 - Condensado (bpd)
Figura 5. Aprovechamiento de gas y capacidades de manejo de gas y condensado, para los años 2018-201y
ft
g) Mecanismos de medición
El Programa de Trabajo 2018-2019 presentado por el Operador contiene una lista de las actividades relacionadas con la implementación de los Mecanismos de Medición, mismas que se aprobaron dentro del Plan Provisional asociado al Contrato, mediante la resolución CNH.E.08.002/2018 emitida el día 20 de febrero de 2018.
Las actividades propuestas por el Operador para el 2018-2019, conforme lo aprobado en el Plan Provisional, actualmente se está ejecutando el mantenimiento de los Sistemas de Medición y sus instrumentos de calibración, por lo tanto, a la fecha únicamente se ha determinado la incertidumbre únicamente en 6 de los 14 puntos de medición. Los trabajos que se están ejecutando en los medidores, a su finalización, permitirán tener a todos puntos de medición con incertidumbre menor al 1 %. Se presenta en la Tabla 1 O un resumen de resultados de la estimación de la incertidumbre de medida en puentes de medición de entrega del Bloque Misión.
Resumen de resultados de la estimación de la incertidumbre de medida en puentes de medición de entrega del Bloque Misión
Punto de Medición
D-115 ERG Misión 1A
D-644 ERG Misión 2
D-875 ERG Cali 1
D-873 ERG Cali 1
D-876 ERG SantaAnita 2
D-659 ERG Santa Anita 2
D- 338 ERG Santa Anita 1
D-877 ERG Santa Anita 2
D-618 ERG Arcabuz Norte 1
D-874 ERG Cali 1
D-584 ERG Santa Anita 1
D-881 ERG Arcabuz Norte 1
0-882 ERG Arcabuz Norte 1
D-845 del Ent. Quitrín
% incertidumbre de medida de condiciones
actuales
5.9
1.4
6.6
1.7
1.7
1.2
5.2
1.5
1.3
0.9
1.5
1.7
Cambio de placa de orificio para mejorar la presión
diferencial (atributo que más aporta a la incertidumbre)
Cambio de diámetro de 2.000" que opera actualmente por un orificio
de1 .2500" de diámetro. Cambio de diámetro de 1.625" que opera actualmente por un orificio de
1.125" de diámetro. Cambio de diámetro de 2.4999" que opera actualmente por un orificio de 2.000" de diámetro.
Cambio de diámetro de 2.500" que opera actualmente por un orificio de
1.2500" de diámetro. Cambio de diámetro de 2.500" que
opera actualmente por un orificio de 1.2500" de diámetro.
% incertidumbre de medida
posterior al cambio de placa
Fecha de ejecución del cambio de placa de
orificio
Solicitud de compra liberada 04/06/ 18 se estima un tiempo
aproximado de 3 meses. Solicitud de compra liberada
04/06/18 se estima un tiempo a roximado de 3 meses.
Solicitud de compra liberada 04/06/18 se estima un tiempo
a roximado de 3 meses. Solicitud de compra liberada
04/06/18 se estima un tiempo a roximado de 3 meses.
Solicitud de compra liberada 04/06/18 se estima un tiempo
a roximado de 3 meses. Cambio de diámetro de 1.500" que Solicitud de compra liberada
opera actualmente por un orificio de 04/06/18 se estima un tiempo 1.2500" de diámetro. aproximado de 3 meses.
Cambio de diámetro de 2.2500" Solicitud de compra liberada que opera actualmente por un 04/06/18 se estima un tiempo orificio de 2.7500" de diámetro. a roximado de 3 meses.
Cambio de diámetro de 2.500" que Solicitud de compra liberada opera actualmente por un orificio de 04/06/18 se estima un tiempo
1.5000" de diámetro. a roximado de 3 meses. Cambio de diámetro de 2.000" que Solicitud de compra liberada
opera actualmente por un orificio de 04/06/18 se estima un tiempo 1.5000" de diámetro. a roximado de 3 meses.
Cambio de diámetro de 2.5000" Solicitud de compra liberada que opera actualmente por un 04/06/18 se estima un tiempo orificio de 2.000" de diámetro. aproximado de 3 meses.
Cambio de diámetro de 3.5000" Solicitud de compra liberada que opera actualmente por un 04/06/18 se estima un tiempo orificio de 3.000" de diámetro. a roximado de 3 meses.
Cambio de diámetro de 2.0000" Solicitud de compra liberada que opera actualmente por un 04/06/18 se estima un tiempo orificio de 1. 7500" de diámetro. a roximado de 3 meses.
Cambio de diámetro de 2.500" que Solicitud de compra liberada
1.7500" de diámetro. a roximado de 3 meses. Cambio de diámetro de 4.000" que Solicitud de compra liberada opera actualmente por un orificio de 04/06/18 se estima un tiempo
2.7500" de diámetro. a roximado de 3 meses.
Comentarios
opera actualmente por un orificio de 04/06/18 se estima un tiempo
lf Tabla 10. Resultados de la estimación de la incertidumbre del Bloque Misión. .rf � (Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)
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En el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 se iniciarán con las actividades para el manejo de la producción prevista tal y como se explica en el Plan de Desarrollo. Estas son adecuaciones para trabajar con suficiencia y seguridad (holgura) por lo que se requerirán únicamente:
• Adecuaciones en Módulos de Recolección,• Adecuaciones a la Infraestructura de Separación para trabajar con suficiencia y seguridad {holgura)
en el manejo de los volúmenes por estación,• Mejoras en el manejo operativo del mantenimiento de compresores y mejoras a los puntos de
medición.
En relación con la implementación de los Mecanismos de Medición, las actividades establecidas en el Programa de Trabajo son consistentes con los objetivos y alcances del Plan de Desarrollo aprobado correspondiente al Área Contractual Misión.
Conclusión.
Las actividades propuestas por el Operador en el Programa de Trabajo 2018-2019 correspondientes a la implementación de los Mecanismos de Medición son congruentes con los objetivos y alcances del Plan de Desarrollo aprobado.
El Operador deberá mantener 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 mismo, es necesario que el Operador cuente con información actualizada sobre los diagnósticos, programas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre, del volumen medido, de los balances, monitoreo y transmisión de los datos en tiempo real (telemetría) y cada una de las variables asociadas a los Sistemas de Medición (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal), ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecanismos de Medición, por ende al Sistema de Gestión y Gerenciamiento de la Medición.
Sin prejuicio de lo anterior, el Operador, deberá informar a esta Comisión los resultados de cada una de las actividades relacionadas con la implementación de los Mecanismos de Medición.
h) Comercialización de hidrocarburos
El Operador denota en su Programa de Trabajo una serie de trabajos que mejoran la certidumbre en la cantidad y calidad de los hidrocarburos producidos en el Área Contractual. Dichas mejoras impactarán en la precisión de los datos de volumen y calidad de hidrocarburos que el Estado recibe como contraprestación.
Particularmente, en el ámbito de las atribuciones de la Dirección General de Comercialización de N Producción, en el apartado "Actividades de Desarrollo" se mencionan las mejoras en los Puntos de
v\ Medición de gas y condensado, dichas actividades impactarán en una mayor certidumbre en los datos que se reportan a la Comisión y, por tanto, en los volúmenes que el Comercializador del Estado recibirá para cÓlocar en el mercado.
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i) Fideicomiso de Abandono
El Operador contempla el abandono de 20 pozos útiles existentes y sus respectivas 20 líneas útiles existentes, así como también presenta un cronograma con el monto de las aportaciones anuales que serán depositadas al Fideicomiso de Abandono, Tabla 11, considerando la fórmula presentada en la Cláusula 19.4 del Contrato.
La estimación del presupuesto para llevar a cabo las actividades de Abandono que realizará el Operador corresponderá a un total de 38 MMUSD (35 MMUSD de Aportes al Fideicomiso por parte del Operador y 3 MMUSD de intereses generados en el Fideicomiso de Abandono).
De acuerdo con las Cláusula 19.3 y 19.4 del Contrato, el Operador constituirá un fideicomiso de inversión con el propósito de fondear las operaciones de Abandono del Área Contractual. Las aportaciones anuales que deberá realizar el Operador al fideicomiso deben ser calculadas conforme se establece en la fórmula incluida en la Cláusula 19.4 del Contrato, Tabla 11.
Año(mmUSD)
IHFIIJ·fl·lil·fJIIHflfj,f@fj,f{lij,fflfj,fJjfHilfJ,fl,lfJ,fllfJHII 5.75 6.35 5.25 4.68 3.58 2.39 1.72 1.50 1.14 1.00 0.75 0.38 34.48
Nota: Dichas aportaciones anuales en su caso podrán ser actualizadas una vez que sea constituido el Fideicomiso de Abandono.
Tabla 11. Aporte Anual al Fideicomiso de Abandono.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)
Siendo que la responsabilidad del Operador de cumplir con los trabajos de Abandono es independiente a que existan o no fondos suficientes en el Fideicomiso de Abandono. En caso que los fondos de la cuenta de Abandono sean insuficientes para cubrir todos los Costos de Abandono, el Operador será responsable
f de cubrir el monto faltante, de acuerdo a la Cláusula 19.5 del Contrato
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'W. Análisis y Evaluación del Presupuesto
El Primer presupuesto presentado por el Operador es de 128.491 millones de dólares. De éstos, en la Actividad Petrolera Desarrollo, por cuanto hace a las Sub-actividades petroleras: Construcción de Instalaciones, Intervención de Pozos, Perforación de Pozos, y Seguridad, Salud y Medio Ambiente la cantidad asciende a 78.97 millones de dólares; de la Actividad petrolera Producción que comprende las Sub-actividades: Duetos, General, Intervención de Pozos, Operación de Instalaciones de Producción, Pruebas de Producción, y Seguridad Salud y Medio Ambiente, la cantidad destinada es de 43.76 millones de dólares, finalmente en la Actividad Petrolera Abandono que contiene la Subactividad Desmantelamiento de Instalaciones, 5.75 millones de dólares
En la Tabla 12 se desglosan los Costos entregados como parte del proceso de aprobación para el Presupuesto.
�ActividadJf:.'"�-;.a-.:�r:xtT:���Til;,-;�.v· ;�;.fil-� ,, ,.� �-� '"'r�:;";�"""1;, í'��--·- 1· ' • �� -.r- 0 11'-·�l� 1 j�� ,, r-:_ YV
·-·· t. 1 •.. ··- ·., �:Sub-actividad petrolera : , ·; . -2018*-· · . 2019 Total pe ro era'. · ·, , - . - . .
Desarrollo
Producción
Abandono
Construcción Instalaciones Intervención de Pozos Perforación de Pozos
Seguridad, Salud y Medio Ambiente Duetos General
Intervención de Pozos Operación de Instalaciones de Producción
Pruebas de Producción Seguridad, Salud y Medio Ambiente Desmantelamiento de Instalaciones
Total
1.87 7.84 0.00 1.17 0.31 5.91 1.36 9.90 0.49 0.22 0.00
29.07 • De conformidad con Jo establecido en el numeral 1. 14 del Anexo 4 del Contrato
Tabla 12. Primer Presupuesto.
3.72 20.76 43.39 0.23 0.35 8.31 2.00
13.93 0.69 0.31 5.75
99.42
(Montos en millones de dólares de Estados Unidos). (Fuente: Comisión con información presentada por el Operador)
a) Descripción del Primer Presupuesto
5.59 28.60 43.39 1.39 0.66
14.22 3.36
23.83 1.17 0.52 5.75
128.49
El Primer Presupuesto presentado por el Operador, es congruente con las actividades de su Primer Programa de Trabajo, y tiene la distribución mostrada en la Figura 6, Figura 7, Figura 8 y Figura 9.
Abandono, 4%
Producción, 34% _
Figura 6. Distribución porcentual del Primer Presupuesto por Actividad petrolera.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
1 De los cuales, 122.74 millones de dólares corresponden a montos asociados a las Actividades Petroleras de Desarrollo y Producción, � y 5.75 millones a la primera aportación al Fideicomiso de Abandono.
Adicional���te el Operador presenta un monto por 1,016,054 señalado com
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o o elegible, or lo que no está sujeto a la aprobación✓ (
\ de la Com1s1on.
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� -,,.�1(/� 7 7 7
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1 r�'"
Construcción Instalaciones, 7%
Figura 7. Distribución porcentual del Primer Presupuesto por Actividad petrolera Desarrollo.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
Operación de Instalaciones de Producción, 54%
Duetos, 2%
Intervención de Pozos, 8%
Figura B. Distribución porcentual del Primer Presupuesto por Actividad petrolera Producción.
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
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•
Desmantelamiento de Instalaciones, 100%
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La Figura 1 O y Figura 11, muestran el comparativo de los Costos presentados por el Operador contra el rango establecido de acuerdo con la nota metodológica (Anexo 1). Asimismo, muestra el análisis de Costos mediante el cual es posible concluir que el Presupuesto presentado por el Operador se encuentra dentro del rango de referencia establecido.
110
90
70
50
30
10
70
50
30
10
95
e- 79
72
Total Desarrollo
7
-- 6
5
Construcción Instalaciones
Rango de referencia • Contratista
35
e 29 26
Intervención de Pozos
52
e 43 39
1.8
e 1.39
1.36
Perforación de Pozos Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Figura 10. Comparativo de Costos respecto a rangos de referencia, Actividad petrolera Desarrollo.
(Montos en millones de dólares de Estados Unidos).
53
e-44 40
Total Producción
(Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
--0.7 0.5
Duetos
16
e 14 12
General
3.4
• 3 2.5
Intervención de Pozos
Rango de referencia
30
e 24 23
Operación de Instalaciones de
Producción
• Contratista
1.5
e 1.2
1.1
Pruebas de Producción
0.6
e 0.5
0.4
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Figura 11. Comparativo de Costos respecto a rangos de referencia, Actividad petrolera Producción.
(Montos en millones de dólares de Estados Unidos). (Fuente: Comisión con información presentada por el Operador).
Así mismo, el Operador cumple con los requisitos establecidos en la Cláusula 12.1, 12.3 del Contrato, en específico:
a.
b.
c.
El Presupuesto es congruente con el Plan de Desarrollo aprobado por la Comisión y el Primer _jJ / Programa de Trabajo del Periodo de Desarrollo, toda vez que los Costos presentados 1-'\ rcorresponden con las actividades a desarrollarse durante la vigencia del Programa de Trabajo y con la estrategia establecida en el Plan de Desarrollo; Resulta comercialmente viable y razonable puesto que, al analizarse con respecto a las actividades planteadas, los montos presentados son adecuados en términos de referencias construidas con la mejor información disponible; ,r{ Es consistente con los requisitos del Contrato, en
�
articular cumple con la Cláusula 12.1; y \'
'-7 - /LA --::77 7 y
l¿¿I --- � ��
d. Se enmarca en las Mejores Prácticas de la Industria, ya que los costos presentados permitenllevar a cabo las actividades descritas en el Primer Programa de Trabajo del Periodo deDesarrollo, las cuales son parte de la estrategia para la correcta extracción de hidrocarburosdel Área Contractual.
Cabe hacer mención que, conforme a lo establecido en la Cláusula 12.6 del Contrato, la aprobación del Presupuesto sólo significaría que el Operador tiene autorización técnica de la Comisión para incurrir en los Costos y gastos relacionados con las actividades contempladas en el Programa de Trabajo, y que una vez incurridos los Costos asociados a los Programas de Trabajo, cualquier Costo efectivamente incurrido podrá ser considerado Costo Recuperable sólo si éste cumple con todos los requisitos previstos en los lineamientos emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, vigentes a la fecha de adjudicación
_del Contrato y los Procedimientos de Contabilidad.
1 y777
��
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VI. Resultado de la Opinión Técnica
La Comisión llevó a cabo la evaluación del Primer Programa de Trabajo y Presupuesto para los años 2018-2019 presentados por el Operador de conformidad con el artículo 39 de la LORCME, así como los artículos 7 y 11 de los Lineamientos. En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades y los costos considerados en el Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Contrato y permiten determinar que no se presenta ninguna observación, tal y como establece la Cláusula 9.4 de dicho Contrato.
Sobre el particular, del análisis técnico realizado, se advierte que el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 propuestos por el Operador cumplen con la normativa aplicable, conforme a lo siguiente:
1. Fueron elaborados de conformidad con las bases y criterios establecidos en los artículos 7, fracciones1, 11, 111, IV, VI y VII, 11, 19, así como el Anexo VII, fracción 111, inciso b) de los Lineamientos, y enatención a las Mejores Prácticas de la Industria, de conformidad con lo previsto en las Cláusulas 8.1,10.1, 12.1, 12.3, 15.2, 16.4, 19.1 y 19.4 del Contrato.
2. Contiene los requisitos establecidos en los artículos 9, fracción VII y el Anexo VII de los Lineamientos.Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente SS. 7.DGDE.0114/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CNH-M3-MISION/2018 de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.
3. Asimismo, se advierte que el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 cumplen con losrequisitos establecidos en el Contrato, en los siguientes términos:
a) El Programa de Trabajo cumple con la Cláusula 10.1:Contiene una lista detallada de las actividades individuales que planea realizar el Operador y el tiempo estimado de cada una de estas actividades; Cumple con el Plan de Desarrollo respectivo; Cumple con las Mejores Prácticas de la Industria; Cumple con la Normatividad Aplicable, y los términos y condiciones del Contrato; Respecto el Sistema de Administración, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (Agencia) resolvió mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0199/2018 de fecha 2 de marzo de 2018, como Autorizado el Sistema de Administración de la Empresa Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V., a implementar en el Proyecto denominado Área Contractual Misión. Cumple con el Programa Mínimo de Trabajo.
b) El Presupuesto cumple con la Cláusula 12.1:Es comercialmente viable, razonable y consistente con los requisitos del Contrato, sus Anexos y las Mejores Prácticas de la Industria; Fue denominado en Dólares; Incluye un estimado pormenorizado de los Costos necesarios para implementar las Actividades Petroleras descritas en el Programa de Trabajo; Incluye el calendario de erogaciones estimadas de los Costos; Se presentó a nivel Actividad, Sub-actividad y Tarea; Indica los supuestos y premisas utilizadas en la elaboración del mismo; Contiene el alcance suficiente para permitir a la Comisión la evaluación adecuada del mismo con base en los Procedimientos de Contabilidad y el catálogo de Costos, incluido en el Anexo 4 del Contrato; El Operador proveyó los documentos de soporte de sus estimaciones de Costos, y Es congruentes con el Plan de Desarrollo y el Programa de Trabajo.
c) Por lo respecta a la Cláusula 19.1 del Contrato y en cumplimiento de la misma, en el Primer � '.Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 el Operador contempla operaciones de abandono \.\
en el Área Contractual Misión, las cuales consideran pozos y líneas de descarga, por lo que;� /alinea a dicha Cláusula.
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4. Cumple con las bases establecidas en el artículo 39 de la LORCME fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII,conforme a lo siguiente:
l. Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país.
En el Programa de Trabajo y Presupuesto presentado se establecen actividades relacionadas con laperforación, Reparaciones Mayores, mejoras en estaciones, telemetría y SCADA, mejoras en Puntosde Medición, mejoras tecnológicas y de sistemas, adecuaciones y redireccionamiento de líneas, ymejoras en líneas de descarga, lo que permitirá desarrollar un conocimiento sólido de los yacimientose infraestructura del Área Contractual; acelerando el desarrollo del potencial petrolero del ÁreaContractual y del país.
11. Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y degas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos yyacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación.
El pronóstico de producción de gas y condensado presentado en el Programa de Trabajo maximizael factor de recuperación, con la obtención del volumen máximo de hidrocarburos a largo del períodoen comento, (45.8 MMMpc de gas y 201,700 bis de condensado), y a largo de la vigencia del Contrato,en condiciones técnicas y económicamente viables.
111. La reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética dela Nación y, a partir de los recursos prospectivos.
Entra algunas de las actividades propuestas por el Operador en el Programa de Trabajo y montosasociados al Presupuesto, se encuentran la perforación, Reparaciones Mayores, evaluacionespetrofísicas, caracterización estática de los yacimientos, registros sónicos de nivel de líquido,gradientes de presión de fondo (estáticos y dinámicos); con lo que se contribuye a la reposición dereservas de hidrocarburos del Área Contractual Misión.
IV. La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción dehidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos.
Una vez analizada la información remitida por el Operador, la Comisión concluye que las tecnologíasa utilizar por éste, en los ámbitos de infraestructura, perforación y terminación de pozos, contribuyena maximizar el factor de recuperación, por lo tanto, se consideran las más adecuadas para laexploración y extracción de los hidrocarburos contenidos dentro de los campos que conforman el Área Contractual Misión. Asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la estrategiadel plan de Desarrollo presentado, se determina que el proyecto se ejecutará en condicioneseconómicamente viables.
VI. Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos enbeneficio del país.
Las actividades presentadas en el Programa de Trabajo y montos asociados al Presupuesto estánencaminadas a la perforación de pozos, Reparaciones Mayores, mejoras y adecuación ainstalaciones/infraestructura y a líneas de descarga; por lo que, con dichas actividades de Exploracióny Extracción en el Área Contractual Misión, se promueve un desarrollo económico, social ytecnológico en beneficio del país.
VII. Procurar el aprovechamiento del gas natural asociado en las actividades de exploración yextracción de hidrocarburos.
El Área Contractual Misión es productora de gas natural no asociado, por lo que las Disposiciones
r Técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, no son aplicables; sin embargo, elOperador mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento por arriba del 99.9%, hastael límite económico, a través de la transferencia y el autoconsumo, de esta manera se garantiza elmanejo del gas producido en el Área Contractual, con lo que procura el aprovechamiento de gas delÁrea Contractual
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ELABORÓ
ING. ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO
Director de Área Dirección General de Dictámenes de Extracción
ELABORÓ
ING. FERNANDO TREMARI ROMERO
Subdirector de Área Dirección General de Comercialización de
Producción
Director General Adjunto Dirección General de Dictámenes de Extracción
LIC. MARÍA ADA
Directora General Dirección General de Estadística y Evaluación
Económica
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JO MARTÍNEZ
ELABORÓ
IN�EZCOLÍN Directora de Área
Dirección General de Medición
ELABORÓ
-;:,7<?--;;;7" MTRA. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA
Directora General Adjunta Dirección General de Estadística y Evaluación
Económica
REVISÓ
Directora General Dirección General de Medición
ING. SAMUEL CAMACHO ROMERO
Director General Adjunto
Titular Unidad Técnica de Extracción
Los firmantes de la presente Opinión Técnica lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 29 y 35 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, del Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 asociados al CNHM3-MISION/2018.
ANEXO. Nota Metodológica
i. Criterios y fuentes de información
Con base en el criterio de evaluación de Mejores Prácticas de la Industria, las inversiones programadasse evalúan comparando cada costo respecto a un rango de referencia, a fin de determinar si los Costosconsiderados se encuentran en línea con precios de mercado.
Con el fin de determinar el rango de referencia aplicable en cada caso, es necesario seleccionar la mejorreferencia de mercado disponible, conforme a las siguientes alternativas:
Referencia
'
Base Internacional
Otros proyectosa dictamen Justificaciones Otras fuentes
Integración aldictamen
Figura 12. Opciones para seleccionar comparativo de referencia.
(Fuente: Comisión).
De acuerdo con las alternativas presentadas en la Figura 12, el comparativo de referencia para cada costo,se selecciona considerando cualquiera de las siguientes opciones:
i. Consultar una base de datos internacional, si esta base cuenta con un precio de referencia, se integraen el Dictamen, o;
ii. Consultar especialistas del sector a fin de tener un rango de precios de referencia. Si es posibleestablecer un comparativo de Costos a partir de esta consulta, se integra al Dictamen, o;
iii. Comparar lo presentado a la Comisión en otros proyectos a Dictamen, siempre que existanconceptos similares presupuestados. Si es posible establecer una referencia con base en otrosproyectos, se integra al Dictamen, o;
iv. Requerir justificación formal al Operador, a fin de determinar la mejor referencia de precios demercado.
Una vez que con la mejor información disponible se obtienen las referencias puntuales de precios demercado, se construye un intervalo de confiabilidad respecto a la referencia puntual estimada, lo cualrepresenta el rango de referencia establecido para cada caso.
El intervalo de confiabilidad se establece con base en la recomendación de una compañía internacionalespecializada en Costos, conforme al siguiente criterio:
a. El valor mínimo del rango se establece como un -10% respecto a la referencia puntual; b. El valor máximo del rango se establece como un +20% respecto a la referencia puntual.
Este intervalo sigue lo señalado por la fuente primaria utilizada en el análisis. El mismo criterio para laconstrucción de rangos es aplicable a todas las fuentes de Costos consultadas.
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