Dictamen Técn:ico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018

Deutsche Erdoel México, S. de R .. L. de C.V., y Pemex Exploración y Producción

Marzo2019

• • • • •

Contenido. 01CTAMEN TécN1co oet.-PLAN-DE DESARROLLO PARA LA EXTRAcc1óN ce HlDROCARBURos ........ 1

CONTRATO CNH•A4.00ARRJ0/2.018 ................................ + ■ ,f♦ ••+ .............................................................. +••+•fl+Jl .. :ll')+Jl .................................... 1

DEUTSCHE ERDOEL MÉXICO, S. DE R.L DE C.V.,. Y PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN ................... 1

MARZO 2019 •++•++•+••++•++-t...+,1-1 ►O- ►•t••+•■ "I' ■■ ... ■■ ■■4'•······· ...................................... ,f• ►■+t ■ -1+ ■ ....................................................................................... t .......................... _ •• 1 • ✓

CONlENlDO ........ , ........................................ " ........................ u ........................................ +••••++"++•++•++••►••• .. , ....... .¡, ........................................................ 4++•••••1-•+•• 2 •

l. DATOS GENERALES OEL CONTRATISTA ~•►•+►•+► ........... 1•-++••·•· ......................... 4.• ◄••-••+ ........ , •• , ..... + .. •••••··--·· ................................... -•••• 3

11. RELACIÓN CRONOlÓGICA 0ft. PROCESO DE REVISION Y EVALUACIÓN O.E lA INFORMACIÓN ...................................... 5

111. CRffERIOS DE EVALUAOÓN UTIL\:Z.A.DOS ....... , ...... ► .................................................................... ► •• ► ........ ~ .............. ªt••·· ............................... _ 6

fV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE tos ElEMENTOS º'ª PLAN ................ ~ .............................. - .. : ........................................ 1

AJ VOLUMEN ORIGINAL Y RESERVAS DE HJDROCARBUROS ·-·•··-·-•-· .................... ., .................. ··-··•···· .. ··-•··-·-·· ..... ; ._ ............................... - •• 13

e¡ PRONÓSTICO DE l>ROOUCCION ........ , .................... -.-· .. ... ,. ........... "''""; ...... ., ... _ ...... -····-· .. ··;·· ................... , .......................... ___ ._ .................... , Hi

C) REC'-IPERAClóN SECUNDARfA Y MEJORADA ........................ - ... •-·-·-··•· .. · ........................................... -, ......... , .... ., ..... ,: .................................... 18

D) ACTIVIDA{) FISJCA ................ ., ............................................................ _ .................................................... - ... · ..................................................... - .. 21

~ TECNOI.OGIA, ................ ..................................... , .• - .............................................. - ...... - .................................................. _ .••.•. -., ......................... 30

F} . PROGRAMA APROVECHAMIENrO DE:L GAS NATURAL ....................................................................................... ·-·-·-·---.. ·••• ................... ~ ...... 31 G) ANALJS{S TECMCO DE LA SOLJCJTUD OE MOOfFJCACfÓN Al PLAN DE DESARROU0 .................................. --····-··· .. · .. · .. • ..... , .............. -• .• 36 1-J] COMPARA T1VO DEL CAMPO OGARRJO A NIVE:L INTERNACIONAL ................... , ...................... ·-······-...................................................... -....... 37

I) . EVALUAClóN ECONÓMICA ............................ - .............. ., ....................................................................... _ ...................................... - •.•••..•.••. - ....... 39

JJ MfCANrSMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN Dé HlDROCARaUROS .......... - ...... ~ ....................................... --: ..................... _., ...... _ ..... 46

A. CRITERIOS Y EVALUACIÓN OE ut MEDICIÓN DE HIDROCAR.8UROS ............ .., ................................................................. - ............................ 49

B. SOLICITUD OPINIÓN SECRETARIA DE HACléNOA Y CRÉDITO PÚBLICO (SHCP) ............................................... : .•. ········-········ ..................... 61 K) COM/;;RCIALIZACIÓN DI! HJOROCARBlJRDS .. - ................. .,. ...................................... ,.. ............................................................ - .......................... 52

L} AEJAND()NC) , ................ ••••••·•••·••••• .. ••••••"" • ...... ., .................................................. ., ................. ••••••••• ... w.-• .. •••·••••••·• .. •••••••••• .... • .. •••••••••••••• .. • .. • .. -•••"••••• 53

M) INVENTARIO DE ACTIVOS ...... _ ............................... - ... , ... _ ........................ _, •• - ... , ..................................... ~ ............... ,. ................ ··---· .. ·-·· .. ··-"·· $4

V. MECANISMOS DE RfVtSIÓ·N OE .LA EFICIENC!A OPERAT,VA EN lA EKTRACCIÓN Y MÉTRICAS DE !EVALUACIÓN DEl PlAN

VL

Vil.

Vtll. ,x. AJ B)

C)

......................... .t ••➔ •-++,++•• ................................... •i+t•••➔+l4i-•,4 .................. +►•• t1''t ► -t ♦ t4+1r-t .. ••···· ........................... f..-t .. ► 'l♦ lr-1+• .. + .................. ➔ ...................... t ................ .&+ .. SS

SJSTEMA DE. ADMINtsTAACtÓN OE RIESGOS ................................................................................ , ............................ , 61

PROGRAMAD~ CUMPLIMIENTO OE CONTEMDO NACIONAL Y TRANSFERENCIA DE TECNOLOGIA. ............................. 63

COMPAOMtSOS DEL ~1151'A-•,,.•••••••••• .. •..._._. ...... ..,.,.ff•ff•••-■JIU,lt,ffa.._._._._ ... ,.,.,""-""'l•AW..,...._•-•--.,.••JM!ff1"'••• .. • .. •~•-• .. •.,.¡.\

RESULTADO on DICTAMEN ñctf1CO ... ,~ ...... " ........ ,....,, .... ._ ... '4, ............................................................................. , .... 4 ...................................... ; .......................... 65

ACE:l.ERAR El. DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POrENC/Al.. PémOLERO DEL PAi$ ..................................................... ., .............. 65 ELEVAR EL FACTOR DE RECVPERACJÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXJMO DE PETRólEOCRVDO Y DE GAS NATURAL EN EL

lAM.0 PLAZO. e,/ CONOtOfONES ECONóMJC.AMENra VIABLES .. : ......... = .. •·· .,.~ .. , ................................ w ..... ., ....... '" •• , ......... ,""" .... u,~ ............ 1$6

LA REPOSICIÓN DE /.AS RESf:RVAS DI= HIDROC',AR8UROS, COMO GARANrES DE LA SEGURIDAD ENERGÉnc,A oe LÁ NACIÓN Y, A

PARnR DE: LOS RECURSOS PROSPECTIVOS ..................................... "' ......... , ...................................... ~ ..................................................... ., ...... 66

PROMOVER Et. DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES OE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN/JE HiDROCARSUROS ENBl!NEFfCIO DEL D}

E)

FJ G)

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EC-\llASl.ES'l.l.a¡.,,."'T"'.,....,.,. ........ 11.11N11t.a1•W11M•k•"•M••••'""•w .. •a .. •■.u11uraW•1otl-""""""•"'••••••■N•.a•..,.ltM•"'1.,"""• .. ••• .. •• ........... :1.,--.. w • ...,,.,."'"•••••t••••wu.. ... ~$$

X.

El, PROGRAMAQi: APROVECHAMlfN!O DEL GAS NA'RJRAL.••••••-••w•-M-,en•n-•••••-•-•w•w""''"""•-•n•••--,.••• .. -""'•"•-•"•n•••••m" 61 t MECANISMOS DE MEDfCJóN DE LA PROOIJCC/ÓN .DE HfDROCARf3tJRQS ,..w,w•~•"•M-•n•n.,,.•••W•W•w•W•'<•tt•n•n•n•n••••w•W•>'"W•••n•n•n•n,..,.,,Oi '

·--------·-----·--··-------····"· ·-· ·--~~::···-··~···i Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extraccion de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.OGARR/O!2018

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L Datos generales del Contratista

Et Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018 (Contrato) para la Extracción de H[drocarburos, baJo la modalidad de licencia, se celebró el 6 dé marzo de 2018 entre, los Estados Unidos Mexicanos por conducto de la Comisión Na<:1onal de Hidrocarburos {Comisión) y Deutsche Erdoel Méx¡co S. de R L. de C.V y Pem·ex Exploración y Produccion (Contratista)

La vigencia_ del Contrato es de veinticinco (25) Años Contractuales a partir de Ia Fecha Efectiva, en el entendido de que continuaran vigentes las disposiciones que por su naturaleza tengan que ser cumplidas después de la _terminación del Contrato, incluyendo sin limita~, las relativas al abandono, y a la indemnización. Asimismo, en caso de que el Contratista esté af corriente con sus obligaciones conforme al Contrato, este podrá solicitar a la Comisión, hasta dos prórrogas de hasta cinco años cada una o hasta el límite económico de las áreas -de Desarrollo en el caso que este último sea menor.

Deutsche Erdoef México, S. de R.L de C.V., es una sociedad mercantil constituida y con personalidad jurid1ca de conformidad con las leyes de los Estados Unidos Mexicanos, cuyo urnco objeto social es la exploración y extracción de hidrocarburos. ·

Pemex Exploración y-Producción es una empresa productíva del Estado subsidiaria de Petroleas Mexicanos con personalidad Jurídica propia de conformidad con los artículos 60 de !a Ley de Petróleos Mexicanos, 2 y 3 fracción VII del Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción.y 1 y 2, fracción Vil del Acuerdo de Creactón de la empresa productiva del Estado subsidiaria de Petróleos Mexicanos denominada Pemex Exploración y Producción, cuyo ob¡eto exclusivo es la exploración y extracción del petróleo y de los carburos de hidrógeno sóltdos, líquidos o gaseosos.

En la Tabla 1, se muestran datos generales del Contrato

Contrato

Estado y mi.mícip1•

Suparfiele

Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018

HuImangu1Uo, Tabas_co

'155!9gj;)fñí~ :w. · :;~. • r:r ~~tw: .... t!'...;..:r_.:.:.~ _._ ....... :"~ .... ,;,,.-

1 6 de marzo de 2018 ~echa de emisión

Vigencia .. , " .. \... • ....... ,,, .... , ... " .- '."''\i.,,.,~~'t"'~ . '"":.· . ·,i:"i'., ~-r·

, · • , , J. ;25·años:a·partir-.dert'i'de marzo 2018 -~ ......... ~- ..... ;},,1......,1--.1.<.... ~::-.. ... .... ~ ~=-d. '"""' .... ~ .... : __¡__J•

Tipo de qontrato

Profundidad para extracción

Profundidad para exploración

Yacimientos yto Campos ---1 Colindancias

Extracción de hidroC<lrtJuros en yacimientos convenc1onales terrestres baJo la modalidad de licencia

Plioceno lníenor y Mioceno Medio

NA

Plioceno Inferior

, .• ,.MroB2n2.:~::9~.,,_. ,_._ . .:.~ : Al sur~ con los~ T1umut , ;¡i (;entra al norte oor. íos campúS ¡ Otates, Magallanes Tucán Pa¡onal y a Oeste con e campú Blasrno

·o•ras' 1C~aract;;,e.,,....-r1'st·1cba~·s .: ·-,n;_:¡;•·• .,·•:r- ·· · -·•~;7,7'), "· • , • , .. ,. · .·,., ~ · • Terc1ari0,:·Aaé#e.negro.,. , --~"wl:\. · -""!.~.~":o/'• • , ... ·4tob~~ 1. v7ffó';fff;~·;;a,e~~~el'6~,i;r~to. ""'-·

. (Fuente: Comisión con datos del Contrato y del ContrattSIBi

El Área Contracu..ia1 se localiza en el rn~nícioio de Huimanguillo Tabasco, a 90 km. a este de la Ciudad de t· Coatzacoalcos, Veracruz, y a 100 km aproximadamente al oeste de la. Ciudad de Vi1lahermosa Tabasco La ubicación del Área Contractual se muestra en la Figura 1. Les vert· ·•ei:; que defim1tan el área e-stan

definidos por !as coordenadas que se relacionan en la Tabla 2 . ...--.:::__,, ~ ~ ~(

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4,OGARR/Ol2018 3

ICO

c:lllentea ., Q

S:in Lult.. P<>te>liJ

, Oueret:ir" "'

-Morell:i o

Ecatepec . . fe Morelo!I Tolug.:i · .aMexico Clty

t>Puetila

Area Contractual Ogarrio

~7 LJ 1

... 1

·l!J Tul<Uu ~

~Gutlerr~-. -~;:~~

G¡J/f -Of" i.~ , . . T~r.leooc, . ·.z),(_

f-1guia 1 Ubicación del Area Controctua/. (Fuen/e· r¡:om1s1ón)

'.~!~•J:•l~ [1t:1[~TTJ r...,....-,._.-..,i!'J ____ _

1 93• 54' 30" 1~" 04' 30•

2 93• 54' 30" 18º 04' 00"

3 93• 52' 3Q· 18" 04' 00"

4 93· 52' 30" 17 57' 30"

s 93• 59· 30• . 1r 57' 30"

6

1

e s 10

11

93 59' 30" 18 04 3()" .:-,1 t- ........ ';[ ~

93 5~• og:~z .. -, 18;J?~9~~.,J 93• 59' 00"

93• 56' ~o· 93• 56' 30"

93• 54' 00"

13• 04' 00"

1SC 04' 00"

18º 05' 00"

18" 05' 00"

12 93• 54' oo·· 18 04' 30•·

T abta 2 Coordenadas geograf,cas de los ver/ices de! Area Contractuat

(Fuente: Corms16n con datos del Contrato y del Contratista) &

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47, ,.

~- ~ Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contra_to CNH-A4, OGARRIO/2018

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IL . Relación cronológica del proces(? de revisió,n y

evaluación de la información·

El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo propuesto por el Contratista, involucró la participación de cmco D1reccíones Generales de la Comisión: la Dirección General de Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Reservas' y Recupéración Avanzada, la Dirección General de Medtclón, la Dirección General de Comerc1afiz~c1ón de Producción y la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica. Ademas, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante ASEA), quien es la autonda.d competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y lp Secretana de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional y el programa de Capacitación y de Transferencia de Tecnología.

La Figura 2 muestra el diagrama generalízado del proceso de evaluación, dictamen y resolución respecto dei Plan de Desarrollo presentado por e,I Contratista para su aprobación. Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente 5S, 7 DGDE.0154/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CONTRATO CNH-A4.OGARRlO/2018 de fa Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Com1s1ón.

l il !i ·--:~ $JN siN ¡i 250.65!il2018 lill SIN ! 250.736!2018 ¡1

'=,--,,.-=d'i...-=,,,--••-,~dba.----r¡ ----~- "'-. ------,.,e("'=,~"""'T-~

~ *----- - -- ·0' ------ __ l Contratista ...

Com!slón

Solicitó Ap~4'1 l _;--

31/08/2018 21/09/2018 16/10/2018

Comisión • SE Cumpl11níento Conlen!OO Nac1onal, C~paotac1•1) y

T!.ansfetenc,a Tecnolog1cs Comisión -,ASeA

Sislema de Actrn,nistraCton dp Fl,es9os

¡ l c~":~:i-¡ M1"11lló

l~ i 'u · . .-.,~f~

29/10/2018 23/11/2018

CNH Presentación al

Órganod• Gcbítrno

5103/2019

2 comparecencias: 1 o de enero 2019

14 de fBb!ero 20 t9

Af<:LJnca de 1nfonnación B a~ tebrero 2019 ¡;¡ <Je feorero 2019

fig,1r,1, 2: Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resoluci~n, · (Fuente: Comisión)

•1c,~men fécmco del Plan de Desarrollo para la Extraccion de Hidrocarburos- Contrato CNH-M.OGARRIO/2018 s

111.. · Criterios de evaluacion utiliza~es i

Se verifjcó que las modificaciones propuestas por el Contratista fueran congruentes y den cumplimiento al artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos, con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, el programa de aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

Aunado a· lo anterior, la Comisión consideró las bases previstas en el articulo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) y los principios, criterios. y elementos contenidos en los artículos 7 y 8 de los "UN EAMI EN TOS que regulan' el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento' de los planes de exploración y de desarrollo para la extraccíón de hidrocarburos, así corno sus modificaciones" (lineamientos) para !a evaluación técnica de [a viabiltdad del conjunto de actividades programadas y montps de inversión propuestos en el Plan de Desarrollo para la extracctón de hidrocarburos (en ade[ante, Plan)

Al respecto, se advierte que el Plan de Desarrollo. cumple con los requisitos establecídos en !os artículos 7, fracciones r., 11, llf, IV, Vl y VII, 8, fracción ll 11 12 fracción JI, 19, 20 ye! Anexo 11 delos Lmeamientos. Asimismo, se advierte que el Plan de Desarrollo cumple con los requisitos establecídos en las Cláusulas 4.2, 10.1, 10.2, 12.2, 16.1, 17.3, 17.5 y Anexo 5 de Contrato. Ad1c1ona!mente, el Plan de Desarrollo cumple con los Lineamientos Técrncos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH} y las Disposiciones Técnicas para e[ aprovecham,ento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos /.} . (Disposiciones}. . 'f -:(\\..__,.

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Dictamen Técnico del Plan (Je Desarrollo para la Extraccion de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.0GARRI0/2018 6

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- - • 1 -

IV. ··Análi.sis y· Evalaación-de las etementos del Plan

a. Situación actual

Como antecedente, !a Secretaría de Energía le otorgó el derecho a Petró{eos Mexicanos de realizar actividades de extracción de hidrocar.buros en el área correspon<;Jiente al Área Contractual - Campo Ogarrio, posteriormente y a solicitud de éste, se sometió al proceso previsto en el articulo 13 de la Ley de Hidrocarburos. El Contrato para la Extracción de Hidrocarburos se firmó el 6 de marzo de 2018, entre el Estado Mexicano y Pemex Exploración y .Produccrón, y Deutsche Erdoel México, ,s. de R.L. de c.v.·, a dicho Contrato se le denominó CNH-A4.OGARRIO/2018.

Con e! inicio del Contrato, se dio continuidad al desarrollo del campo productor Ogarrio, obteniendo una producción acumulada de marzo 2018 a diciembre 2018 de 1.47 mlllones de barriles {mmb) de crudo y

5,631 millones de 'pies cúbicos (mmpc) de gas, asimismo se obtuvo un aprovechamiento de gas natural asociado del 100%.

El Contratista manifiesta en el Plan entregado que las actividades de desarrollo presentadas se basan ·en el conocí miento actual del yacimiento. Durante la, ejecución del Plan Provisional ef Contratista adquirido mayor conocimiento de las condiciones físicas del campo, del yacimiento, de las instalaciones, entre otros aspe(?tos

b.' Características Generales y propiedades de los yacimientos del Área Contractual

Las principales características generales geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos de los • ' 1

yacimientos Míoceno~Plioceno del Area Contractual Ogarrio se muestran en la Tabla 3.

f~;;~~~~~~=~~t~;:·~:~~~:t~- -Area (km2)

Año de descubrimiento Fecha de inicio -de explotación

Profundidad promedio (m) Elevación (m)

- . . ... . . . .. ,- 155.99

,Pozos

22-mayo-1957 27-ago-1957

2600 8

Número y tipo de pozos perforados Contrato 247 {verticales dtrecclonales tipo J y S, hoñzontalés) Estado actual de pozos - 62 pozos operando - -

Cerrados 183 Taponados 2

r.:~ .Ti?.2 ~e.sistemas art~ficta!~s:d~pro~cci(i,.i:!;. ,Ji , ~ .Bombeo N~mático ·-·-, , Marco Geológico ,

,,_7 · ·~}.,~ri&to}y_&~ ·_:.::_ ' ••;:;• ''"" 'ceñozoicot;ferciano'iiM1océñci2füicceiíon-- Cuenca . Salina del Istmo

• .tt; ... :-a•)ti.,'. " tr..~H~"' ... u..~ • ·~t0.1c~ ~\ir.1•""p•\~.,...d' ~·- '1<).i., .. ,,, ~". ,,,•»·-. _..., Plªy. • ñ-::. :C"-t..:..,.~ :~.:.ll:'.'.:: ;ft'!-?' rnco res~-~'1" ,,.,..t,. ,

Régimen tectónico Tectónica Salina i 'ruñb1é'~~~s1t~: •. , . ..r..: '"Y.r- .~ ~x&anicoS!sUGmaRñOs1; · ~ ..... ·- ~;,,, ·;

Litología almacén .• .,.. . _ Areniscas • ... , . Formación. . ,.~ •. Encanto, Coríc8pcl"óñ@Reric,r~Jwérior .x,F.mso.[ -- ;, .

Propiedades petrofísicas Bloque A Bfoques B y C ' Mi~eralogía Cuarzo. plag1ociasa, Qrtoctasacalci!a -dotorijj!a . minerales

arcillosos (cao!inita, lllíta, esmectita, capas mixtasJ Saturaciones de agua %

(derivada de registros, ln-situ, espesor neto) Porosidad efectiva %

32 28

22 (derivada de registros, espesor neto} Permeabilidad absoluta (mD)

(obtenida de núcleos, promedio/moda) Espesor neto y l:!rlito promedio {m)

Relación neto/brutoº,

60, 136

711975 7

Propiedades de los fluidos · Tipo de hidrocarburos Aceite Negro

22

25 t 71

29/805 4

Dictamen Tecmco del Plan de Desarrolfo para la i=xtraccwn de Hidrocarburos Contrato CNH-A4.OGARR/O/2018

Densidad API @ cy 39 Densidad APJ'@cs 37

Vlscosidad(cp)@cy 1.11 Viscosidad (cp)@ es 0.327

Relación gas - aceite intcial y actual 210/360 Bo inicial 1.61 Bo actual 1.38

Calidad y contenido de azufre Stn Oescnpc1on • 'J • f,'resión.do,saturaclón'o rocío , •. .-, , •~--~.::Ji . .:. ,:_._.,.:,_. ., .-. ¡!¡;225 kg/cm2

~· . Factor de conversión del gas ' , , 5 082.14 pcdfbpce il (?ode,,ci'toilliwdél'¡ja,;-:-•1'";-=:..;'~'""~;·7

~:.:. ~,. ;~. jQQ_Q:'i-~1.t1Q.Q-ªJJ.h · Propiedades del yacimiento .!

r ,. ; 1 -~ ~ ~ íé~ráir,ra1~.s, •~f: ~" *-.~--.<;,f:A•~: ,, :~ ~..,·t<, · ,_ •~~{~:'.J.;~~• ·g~:7~ :-~.~~ .. ~_?:?, ~:1- 1 i '.,,.,.P!~-~ó_!;!.),'.!~J:!J~~!':,~~> . .. ,,;;:., , , ., ., • 3?~ --. ~ ,r:c. 7~ .• ,. ,; 15,,,.. ___ Jf P.res16n,actual (kg/cm"}"' _ ··""' '--·" , • .,.,.1go . ,..... ·"•,-~•.r. z.:c..- ,,,.

Mecanismos de empuje principal y secundario · Expansión roca-fluidos/Gas dísuelto liberado. . • ., . Extracción~ •. . ·w ,. .... •

Métodos de re<:uperación secundana , Bloque B y C J~!~~ió!:) d~. ª-~~; .-,-.,· ~~--- ~ Métodos de:recuperaciim mejorada ,,.. . ,,t;;,?, ,! • _ • _ En,esti.1010 · . .,, .,,

Gastos actuales 4.692 Mbd / 19.84 MMpcd " ,:~tOs'm"á'xfmó's'iyiecira"l'"de"oti~~tlón -1;,:. • , • ... 3o.'w"Miill75o.46MM~epiíemTire)iooo: - _ -~"t1

Corte_de_agua... __ _ _______ ·____ ___ ___ --·-··,· ······- ··-·---fº·~-6 Tabla 3. Características generales del Area Contractual.

(Fuente· Comisión con mformac,ón presentada por el Contratista}

c. Objetivo del Plan de Desarrollo para la Extracción

El ObJetívo del Plan es la extracción de 43 9 mmb de aceite y 153.7 mmmpc de gas que constituyen las reservas probadas y probables estimadas por el Contratista, del Área Contractual - Campo Ogarrío apflcando las mejores practicas de ,ia industr a petrolera para lograr una recuperación óptima en condiciones de operación econórrncamente rentables

~f objetivo principal del Plan de Desarro lo presentado es la producción de aceite y gas de los yacimientos de las formaciones Encanto, Concepción y Filísola. El Plan considera la operación óptima de los pozos de ~­producción mediante el monitoreo y a¡uste continuo de sus condiciones superficiales y subsuperfí9la!es. Estas operaciones pueden consistir en calibraciones con cortadores de parafina, tratamientos o limpieza con aceite cafíente, 1nyecc1ón de productos químicos, inducciones mecanicas y otros tratamientos.

La maximización de la utíHzac1ón del gas es' un objetivo operacíonaL Dentro del Contrato no se realizará la quema o el venteo frecuente de gas. Las instalaciones de produccion se optimizarán de acuerdo ce.in las necesidades operativas de los pozos. la operación del sistema de recolección de aceite y gas sera ·monitoreada para asegurar su eficiencia y evítar.cuellos de botella.

Los pozos nu~vos se perforarán con objetivos·.en zonas no drenadas del yací.miento, incrementando el factor de recuperación de hidrocarburos y aportando producción fresca a la producción base. Durante la perforación y terminacibn de estos pozos se tomará información para mejorar et conocimiento del subsuelo y usarse como insumo a los estud1os'de,geotogía, geofís[ca y de ingeniería de yacimientos,

7-,,

El Plan presentado por el Contratista, c_onsídera una inversión por 171.5 mmUSD y Gastos de Operación (J

por 466 mmUSD. · . . . · . f"í \<-

Asimismo, el objetivo del Plan es proponer y ejecutar las actividades petroleras en el Área Contractual Campo_ Ogarrio de acuerdo con los siguientes criter1os:

los indicadores económicos satisfacen los criterios de los Contratistas del Consorcio; Las actividades propuestas se basan en las mejores prácticas de la industria; y

Dictamen Tecníco del Plan de Desarrollo para la Extraqc1ón de Hidrocarbums - Contrato CNH•A4,0GARR/Ol2018

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t

Se cumplen los requisitos de Contenido Nacional.

A continuación, se presentan las activ19ades propuestas por el Contratista a realizar durante la vigencia del Plan:

~~tti!:lt!r:·:'.)!~~:~L-::7~1~~~,r.,~: ~ -~~-:~ ~-;1 ~~~ ~:_;.:_~¡:~~wi~~:~-Pertorac1ón y Terminación 2~ 8 10

Duetos 49 49 Reparación mayor 552 . 552 Reparación menor 997 997

Conversión Pozo Inyector 12 12

Taponamientos 251 251 • Contemplados en el Plan Prov1s1onal aprobado por la Com1s1011 mediante fa

Reso/uc,ón CNH.E. 11.003/18 del 01 de marzo de 2018 Tabla 4 Total de AcltVídades contempladas en el Plan.

(Fuente Com1s1ón con mformacIon, presentada·por el Contratista)

El Contratista incluyó en el Plan entregado 2 de los 10 pozos programados a perforar durante la ejecución del presente Plan contemplados en e! Plan Provís1onal, aprobado por la Comíslón rr:ediante la Resolución . CNH.E.11.003/18 del 01 de marzo de 2018 y que a la fecha de la presentación de este Plan no se han ejecutado, dichas actividades se e;ecutaran durante la vigencia del Plan, en el pnmer trimestre de 2019, por !o que en este Pian se contempla estrictamente la perforación y terminación de 8 pozos nuevos, mismos que son materia de aprobación de! Plan de Desarrollo.

d. Cumplimiento al Programa Mínimo de Trabajo.

A efecto de cumplir con las Unidades de Trabajo que exigen el Programa Mírnmo de Trabajo (PMT) con un valor de al menos 5,620 umdades de trabaJo dentro de los primeros 2 años, e! Cóntrat1sta ha constderado tas siguientes·act1v1dades, Tabla 5:

, . , -"~"',.!..

Adquisicion y procesado de s1sm1ca or m 1 o información ,A_g.9ulsiciórny,k,rocesado'desísmica2D.' · --~"';'' ' .... P,6ú)<rn2!!~-·. \¡_,.• _ 6

Por el mon'.o total de información adquirida al · Por cada mil dólares · 0.5 CNIH relacionada con zonas terrestres,

· Reparación mayor con eguipo l Reparaciones ' Reparación mayor sin equipo

: a pqzps ReP.araclón.me,n.::ir C2!! eqyJP_<?~. Reparac1on menor sin equipo

r. • Mo,g!:'llos•ó~l 4ModeLq;es1~_tlco •e .. - ~,.,,__, •

,. yácimientó ,>" Modelo d1nam1co :"' r.,. i[,' , > Es!udíos(espeCÍa!eS'.de"'ní:iciéos• , " , •. < "Prueoas ¡:iVf. • • · -f" ' : Estúdlos Torn'a~cf e:iotorrnacíon .. "

Registros geofisícos de

pozos

" Analísls de agua de formación Litológicos-correlación (SP GR. PE) Resistividad (inducción onda -electromagnética} Porosidad (densidad, neutrón) Por metro de registro

Por metro de.registro

Por metro de registro

0,05

0.05

• 10,400 1 13,000

:t: i O ,ftOÓ j 3,000

Propiedades f1s1cas de las rocas son1co d1polar) Registros especiales (MRl. ECS, FMf, NMR)

Por metro de registro 0.05 4,000

Por metro de registro 0.08 4,000 Unidades Totales 2019-2020

Tabla 5 Estunac;on de umdades de trabajo te/ac1onadas con el Plan (Fuente ComisIon con mformac,on presentada por e Contratista)

5,000

5,000

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracc1ón de H1droca1buros • Contrato CNH-AiOGARA/0•2018

1,170

e. Análisis de alternativas para el Plan de Desarrollo para la Extracción

Para la selección del escenario de extracción de! Plan, el Contratísta analizó dos alternativas para la extracción de hidrocarburos del Area Contractual, dando como resultado. el siguiente comparativo entre ambas:.

Alternativa 1:

La ~lternatrva 1 cons1dera la producción base de 70 pozos productores. Además, busca apuntalar en fa producción incremental considerando la perforación y terminación de 10 pozos de desarroHo intermedio buscando las mejores zonas del Campo: Para el periodo 2019 - 2043 esta alternativa. contiene más actividades fisicas como 552 Reparaciones Mayores (R~A} que contemplan disparos y re-disparos a las areniscas con mejor potencial. También, el Plan de desarrollo considera 997. Reparaciones Menores (RME). Así como el mantenimiento y optimización de la produccióri base, realizando limpiezas a los pozos

. con problemas de depósitos orgánicos, la implementación de bombeo neumático asistido con motocompresor para mcrementar la presión disponible de inyección y por otra parte fa optimización de los p~zos que ya cuentan con bombeo neumático optimizando el punto de inyección.

Otro aspecto de Alternativa 1, es que con.la perforación de los nuevos se tienen contemplado la adquisición e· interpretación de información del subsuelo (yacimíento) como base para el desarrollo futuro del campo asimismo con los resultados de la prueba piloto de inyecclón de agua se obtendrá información acerca de la productividad, de la capacidad para la inyección y de la conectividad del yacimiento, con eflo un mayor conocimiento técnico que permitirá redireccíonar los esfuerzos para hacer que las actívidades de extracción sean más eficlentes 'y eficaces

Alternativa 2:

De la misma forma que la Alternativa 1, considera ra producción base de 70 pozos productores, sin . embargo, esta alternativa no contempla perf~raciones nuevas para el. período 2019 - 2043. Como se ba mencionado previamente este escenano también contempla 552 Reparaciones Mayores y 997 Reparaciones Menores como el mantenim[ento de la producción base mediante limpiezas, implementación de bombeo neumatico, bombeo neumático asistido con motocompresor ·

Cab~ señalar que el Contratista establece en el Plan que la prueba de inyección en sí no aumenta la producción rn genera nuevas reservas Sm embargo, después de una prueba de inyección exitosa, el Contratista puede considerar una modificación al Plan de Desarrollo ~n el futuro cercano. E_n la Tabla 6, se da una descnpc1ón de las 2 alternativas anahzadas y evaluadas por el Contratista en el Plan .

ActMdades físicas

Producción

Incorporación de reservas 2P

1:.it• ~GB5io$(t~¡;;v•v · _ .r.-'k-0Perac16ñ

liM!rslones

. Perforaoondepozos productores

Reparac,ones Mayores· Reparaciones Menores

Prueba Piloto de 1nyecc1on de agua

Recuperación Secundaria Ace,teMMb GasMMMpc

MMbpce

MMUSD

MMUSO

101

552 ~27

S1

No 43 9 153_7

74 2 ,

4660

71 5

o 552 997

St

No 39.3

137.4

66 3

4002

128.9

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para ia Extracc1on de Hklmcarlmros Contrato CNH-A4 OGARRl0i2011

Perforación D1reccionai, Dispáros cté . ,; ' . . · r.. • '"i . ' :lt;(.15.pqr,9.sttl_galt¡3 petJit!§c. lón:.(Con • alta penetracion (Con Pluma}, . )' ••..• . ••..

Disparos ba¡o balance {Con equípo, P.IUIT),E;L1QJJ!P.ªros~ ba.í(t~l~~~(Con · 1 Bombeo 1'-Jeuma!íco Continuo y -. ,·· '·~01P.<?_;,§_o!.'!lb.et? N_e~n:i~.1l.C5: . -·l

MTC, F!u¡o Anular, Est1mulac1ón no JCoñ!id':9iY'.Mn:::if!ujtfnular: ,, E tr I d ti "- d Estímulactón no acida, l:!liJ.

ac,,.,a. s angu a ores e ,vn o, Estrangulad~res.d¡¿;'fondotRróductos productos de alta densidad para :,1 .,. · r: ~- ,,...,., •"· ~ ~

~ aislar intervalos. Morntoreo en . de alta dén,sidad pa~ aislar '

Tecnologías •

· 1 tieropo real. intel')la!os, Morntoreo en Ílempo r~al. ' !l d-, los io pozos? perforar y temnner son rmuerie a;;,, flPl'C•/Jac¡r.;,• dé preseme P,an y los 1 restames se aprobarÓn ¡1m/o co,i e1 pj¡jñ Provisíon';í_"..,__..,.

· Tabla 6. Descrípción de fas alternativas evaluadas. · {Fuente Contratista)

Las Figuras 3 y Figura 4 muestran !os perfiles de producción de aceite y gas, respectivamente. así como las producciones acumuladas estimadas por el Contratista como resultado de la posibfe implementación de cada una de las alternativas.

14

12

10

'o a D g 8 16

4

2

50

45

40

35

30 'E E

25 .§_ Q.

20 Z

15

10

5

·O O 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042

-Alternativa 2 -Alternativa 1 (Seleccionada) -. -Np (Seleccionada) -Np

,i:.::1gura ,omparac•,m de ,as a•ternal-vi de desarro//o•producé101i de aceite (¡;tiente· Com,sion con mformac,on pre,,entada por el Contratista)

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018

"4,,: ~ ~" _;;; .. , ~ ,., ' ....::: p..,,,...( • .. .. , -- -=-...::!,. ....... -...... ~. ,. -~~-.....:- -{~!"'-.., QQ&,►111:'C!OIM ~Aill(O{i(»J,.,)í --- (Alil.t-lit 1J.:~;.;.

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45

40

35

30

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s20 8

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10

5

180

160

140

120 '[

100 % 80 ~

60

40

20

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o o 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045

--Alternativa 2 -Alternativa 1 (Seleccionada} -Np (Selecc1onada) ,,..---,Np

Figura 4. Comparoc,ón de Jas alternativas de desarrollo-producc,ón de gas. (Fuente: Comisión con mformac,on presentada por et Conlratista)

A continuación como parte de la dec1s1ón por parte de! ~ontratista para elegir la alternativa 1, se muestra la comparación de las configuraciones de desarrollo desde el punto de vista de las Inversiones y Gastos de Operación, Tabla 7.

\,-~·-~~}~~~~~~ ,,,,..,~:~,-.,...,..,-,;k• ,,;,, ..,_,,.,..,,,,,,...,.,

Alternativa (Seleccionada) 27.39 28.25 28.53 29.09 29.67' 32.17 32.22 30.31 29.74

Alternativa 2 45.57 : 24 85 : 23 58 22.61 , 22.57 ) ,. . -·

22 52 · 22.21 · 22.86 , 23,86 j 24.36 ; ~4. 15 22.32. : 22 .. 03 ·¡

, Aitemaíiva;1 ~-----.~:¡: __ ,, 7·· ,,.,:-~;- •. ",;.,-1~- - -•-:':,~--- . -; .. :: ., .. ,_ •

. ;IS.eiécdoñaciá)1 . 2fü:t~ ··.~?.2_:41 .:'}P? 2g:-:62 't.:.18:J.3 ; 17.63 .. :f'' 11~ ·;r-:~_?J2 16 07 AA , _____ -~\.•• - •.¡,.,. --•.,.r.-,,.,.., • ..,;a-•-,.., • .-;..J • .-.~,._.~..., -~,-~,_. .. ,. ........ ~./']:,~ ... ,;..~ •"'U-• _!;t....,,_¡

Altemativa2 20.38 i 19.88 · 20.93 '. 19.69' 18.2' 17.1 '16.57 'f6.1 , ,1564 ! .

Tábia 7 /nversf oñes y Gasl~s de Operación por Áño (Fuente: Comision con mformac1ón presentada por e/ Contratista)

-..

15.46 16.71

' '1502 2611

- _t :

637.51

529.11

Todos los indicadores confirman que ambas alternativas para el Plan de Desarrono del campo Ogarrio proveen un resultado económico positivo. La Alternaltva 1 muestra una mayor recuperacrón de hidrocarburos en el campo, que es uno de los principales objetivos del Contrato. Además, la primera alternativa muestra un Valor Presente Neto (VPN) mas alto en comparación con la Alternativa 2 También es importante mencionar que, la perforación de los pozos que foíman parte de la Alternativa seleccionada proporcionara ':'1l Contratista la adquts1c1ón de información del subsuelo como base para el desarrollo futuro '-7, 7 del campo. Por lo tanto, la Alternativa 1 fue seleccionada por el Contratista como la mejor alternativa de desarrollo para el campo Ogamo. · · j De ahí que de la evaluación ejecutada por esta 'com1s1ón se desprenda que, dado que la A!ternat1va 1 . permfürá alcanzar un 12% más de producción con respecto a la Alternativa 2, y que del anál1s1s técrnco- ,

económico re~lizado, ta Alternativa 1 presenta la m~yor recuperación de hidrocarbl:ros con el menor nesgo, \ 1 V /J.,,., ofrece tJn mayor valor económico asimismo se tienen ~na mayor eficiencia de inversión ya que se obtieJnP. '1' <r'r Ore/amen Tecnlco del Plan de Desarr~llo par:a la Extracc1on de Hídrocarburos • Contrato CNH-A4.OGARRIOl2018

12

un VPN después de impuestos de 835.9 Millones de Dólares {MMUSD), incorporando aproximadamente 7 4.23 MMbpce de reservas, con un volumen a extraer de 43.9 MMb de aéeite y 153. 7 mmmpc de gas, esta alternativa es considera por el Contratista como !a mejor para la explotación del Campo Ogarrio (Contrato}.

a) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

Con respecto al volumen original 3P de aceite y gas del campo Ogarrio, se puede apreciar en la Figura 5 que durante el periodo de 2012 a 2018 se ha mantenido de manera estable, mientras que para e! 2019 se tuvo un mcremento de 1,006.2 mmb a 1,307.8 mmb para el aceite y de 1,163.9 mmmpc a 1 573.6 mmmpc para el gas, se puede observar en la Tabla 8.

E! cálculo de los volúmenes originales de hidrocarburos en sftio dentro del Área contractual Ogarrio para ef 2019 se realizó por parte del Contratista usando el método de aproximación de! volumen probabilístico, se

realizó en tres categorías, puesto que el Contratista construyó dos modelos del yacimiento para calcular el volumen estático ínicialment_e en sitio de aceite y de gas se observan en la Tabla. 9.

:~; _....... ,ti:'- , - , l ~ .. " ..1~.r~~.~ ,~ .. ~-J~-~ .,,:, • . 1

.... ···~· .. _. .......... _ ........ ,,.. ... , ~---~~· - ------ ,~·- .,,__......,..,._....-~~Jill

1 íP 1·.307.8 1,573.6 •t¡t ••U

, :T . . . ·. _.,_, - 2P 1 307.8 1,573.6 3P 1.307 8 1,573.6

'E! Area Có11trnc1ua1 Oga, no cor)t1ene w1 s •u campo. El 10101 de la producción se reporta para el yac,rTIJento "M/ocono-Plroceno",

Tabla 8. Volumen original del Área Contracwal. (F~ente. Comisión con información presentada por el Contratista)

1 ~ _:.: .. [

i~,.,.4r~:• - . 4., 1 sloque A (Mocle!o''{} ----·- 933.4 ~--1123 -f -

Bloque BC (Modelo 2) 374 4 450 $

Total 1,307.8 1,573 6 Tabla 9. Volumen ongma/ por bloque del Área Contractual

(Fuente Com,s1ón con informacion presentada por el ContraI1:<J?.J . . ~

y

Drcfamen Tecníco del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.0GARRIO/2018

' . ' : E . . . --·-... ,,., ··:· e ,, s. • J ~~t *t .,.. ... ~. =,,"', "'-~~· 't 'P1:: ·~ • 'J.....#tJ•1' ~, ' , 11tr~ Jl, ,y• '

' • ~ - • ~, - • • ~ '_, -- ~~ ~ ~ - ·_ • • • ;

13

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2012 2013 2014 2015 2016. 2017 2018 2019

. ··-·---··----·-·· :_ ·- . ·--···-··---·- 1 Aceite_ ■Gas ·-- ----·~·-·- -----..... -Figul'a 5. Evolución del volumen original de aceite y gas del Área Contractual en el periodo 2015-2018.

(Fuente· Comisión con la información presentada por el Contraltsta)

o o. E E E

A continuación, en !a Fígura 6, se puede observar la .evolución de la Reservas de aceite del Área Contractual, las cuales han sufrido variaciones y un incremento en las Reservas al 1 de enero de 2019, las mismas que han sido calculados por el Contratista con base a las actividades de desarrollo propuestas en el presente Plan. Es importarte destacar que estas Reservas no han sido certificadas Por lo tanto, las Reservas no han sido categorizadas en sus clases correspondientes. El Contratista establece que la

. categorización de las Reservas de aceite y gas será realizada por uri tercero, el cual· será seleccionado , '

para llevar a cabo el proceso de certificación conforme a los UNEAMIENTOS que regulan el procediírnento de cuantificación y certificación de Reservas de la Naéión publicados el 20 de dicíembre de 2017 en el & Diario Oficial de la Federación por la Comisión. . /.1 __

. ' . . . . ~ i

X

1 Dictamen 'lecnico del Pian de Oesa1-rollo para la Extraccíó(! de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARRIO/2018

14

70

60

. 'íii'50 Q)

'e jg Q) 40

't;J

1 = 30 .§. 12

~ 20

10

o 2012 2013 2014 2015 2016 2017

111 Probadas " Probables 1,t Posibles

F/!§1.Jra 6, Evolución de las Reservas de aceite del Área Contractual. {Fuente· Com1s1on con la información presentada por el Contratista)

2018 2019

A continuación, en la Figura 7, se puede observar la evolución de Reservas de gas natural del Área . Contractual. Similar al caso de1 aceite, se observa un incremento en las Reservas al 1 de enero de 2019.

250

'lil' 8 :e 200

.::, t.l (/l Q) ·a Q) .

't;J 150 :ll e a E ~ 100 "' .!!!

! (J Q. E 50 E e

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2014 2015 2016 2017 2018 . 2019 4 IIIProbadas •Probables ,; Posibles · ~ \¡ 1 ,

1'. '77

2012 2013

Figura 7. Evoluc1on de las Rese,vas de Gas Natural del Area O;mkootu-::1, , '.,l,J,,, t /Fu~ntec eom;wn can /a ;nJa,m•dón ¡;,e,entada po, el Conva1;<1a) ~ '17 ·,

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARRI0/2018

El Plan propuesto por el Contratista. pretende recuperar un volumen de aceíte de 43.9 mmb y 153. 7 mmmpc de gas natural a la fecha de término de la vigencia del Contr,fltO, lo cual repr~enta el 100% de las Reservas 2P de aceite y de gas natural.estimadas al 1 de enero de 2019

Los factores de recuperadón consideran las reservas certificadas al 1 de enero de 2018, mientras que los · factores de recuperacion al limite contractual asociados a! Plan propuesto por el Contratista para aceite y gas han sido calculados por e! Contratrsta hasta la vigencia del Contrato (2042) y se basan en los volúmenes origínales anteriormente citados, el pronóstico ·de producción presentado y la producción acumulada esHmada al 1 de enero de 2019.

Puesto que los volúmenes originales establecidos para el 2019 son más elevados que los volúmenes actualmente certificados al 1 de enero 2018, se produce un impacto en el factor de recuperación para los cálculos de !Bs reservas actuales. ya que. estos se ven <::lisminuídos. ,El nuevo proceso de certificación de reservas, conforme a los UNEAMIENTOS que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de Reservas de la Nación publicados en el mano Oficial oe la Federación por la Comisión, comenzará después de la entrega del presente plan de desarrollo. Por lo tanto el Contratista establece que aún no cuenta con muestra reservas certificadas.

39.5 39.63 36.2

26.26 . 40 31 39 7 Tabla 10 Factores de recuperacron del Area Contractual

(Fuente Com'is1on con 1ntormac,on presentada por e/ Contratista)

b} Pronóstico de producción

El pronóstico de producción para el campo Ogarrio asociados al Plan presentado el por Contratista consiste en un conjunto de pronósticos d? producción por pozo para el aceite y gas asoclado der¡vado de:

a) Producclón base (caso sin intervenciones} a nivel del campo; b) RMA; c) RME, y d) Perforación de nuevos pozos dé desarrollo.

Las actividades planeadas por el Contratista en el Plan, en las que se basa el pronóstico de producción para el período 2019-2043 incluyen 10 pozos nuevos (8 de los 1 O pozos a perforar y terminar son materia

de aprobación del presente Plan y íos 2 restantes incluidos en el Plan Prov1s1onal aprobado por la Comisión ~• .. mediante la Resolución CNH.E.11.003/18 del 01 de marzo de 2018), 552 RMA y 997 RME El pronostico de producción base de aceite se calcula usando el análisis de curvas de declinación a rnvef del campo, mientras los pronósticos proyectados del resto de actividades se calculan usando ·curvas tipo'' generadas a partir del análisis de producción de_ datos antenores El pronóstico de producción de gas se calcula a partir del gasto de producción de aceite y a través de la Relación Gas -Aceite (RGA). ,--; -;,

El Contratista r~ahzó el análisis de curvas de decl!nac1on·a nivel del campo, con el objetivo ~e determinar --('1([ la producción !;>ase (caso s_1n intervenciones), asimismo el análisis de l~s datos de g ·educción mas recientes \/ reveló un factor de decfinac,on mensual del 3ºo a nivel del campo. ~ f\ . ~ ~ t 0,C/amen Teonm de/ Plan de Doswo//o parn le e,,acc,on de Hkko,,.,,wo, • Coo/rnlo CNH-A4 DGAR::l018 •

16 ' '

' •I • " : ' , " • H t , J · '--

El Contratista obtuvo el pronóstico de producción de gas a partir del gasto de producción de_ aceite aplicando una RGA constante de 3.5 mpce/b Dicha RGA se obtuvo del análisJs de los datos de producción de los últimos años, el cual es representativo del comportamiento actw~I del campo.

Para generar las "curvas tipo'' para los pozos nuevos de desarrollo y las reparaciones de pozos (RMA y RME), el Contratista analízo los datos estadísticos de los pozos existentes, lo cual le permitió evaluar el

' comportamiento de reparaciones anteno_res, concretamente los gastos miciales y la tasa de declinación, Esta información le sirvió de base para establecer los perfiles de "curva tipo" p~ra las actividades planeadas (pozos nuevos y reparaciones).

Respecto al. pronóstico de producción base y a la de todas las reparaciones en pozos existentes, el Contratista establece dentro del Plan Presenta~o que solo consideró los 150 pozos declarados por este ante la Comisión como útiles m'ediante el escrito sin numero de fecha 28 de noviembre de 2018. En !as Figuras 8 y 9 se muestra en comportamiento de la prodúcción histórica y el pronóstico de producción de aceite y gas a la fecha de vencimiento de la licencia, donde se observa que en el 2020 se alcanzará la máxima producción, seguida de una disminución estable

~,,,,,~ Plan modificación (mbd) - Qo histórico (mbd) _ .. -Np Plan vigente (mmb) L._,,-= - = = • Np Pl21n mOdilicación (mmb) ___ ---•." Np Real ------- ---~

Figura 8. Perfiles de producción de aceite y producción acwnulada del Ares cnntractua/. (Fuente: Comisión con la información presentada par el Contratista)

r Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARR!O '2018

17

i ~ ~

CD o

40

30..,

20

10

Inicio del Plan

· 400

, Fin , • Vigencia ¡_

.• i¡i,í; Contrat~ f· 300 ~ - ' . ' .. :

·= : 200 . ' . . . • 100 .

o .. ¡_º co m o·.-·N M -v .,,·{O t-- como ... N M -:r tn (D ,-.. como.- N M -v tn {O t--- como,.... N O~,....,....-,...,...,...,....-,...._NNNNNNNNNNMMMMMMMMMM~~"<t

ººººººººººººººººººººººººººººººººººº NNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNN 7//U///4 Plan modificación {mmpcd) --. Qg histórico (mmpcd) - Gp Plan vigente (mm_ mpc ___ > ___ ~·íl ----~ Gp Plan modificación (mmmpc)' •---~ .,;;G;,;,p=R..;;e,,;,,ai!..:(~m=m=m='p=c,._) ______________ i

Figura 9. Perfiles de producción de aceite y producción acumulada del Área Contractual. (Fuente: Comísíon con ta mformac16n presentada por el Conlmt1sta)

En !o que se refiere a la propuesta Plan, se estima la recuperacíón de un volumen de 43.9 mmb!s de aceite y 153.7 mrnmpc de gas natural. Para alcanzar este pronóstico se realizarán 10 perforaciones y 552 RMA y 997 RME en el horizonte 2019-2042 a la vigencía del Contrato, en la Tabla 11 se observa la producción acumulada actual y a la estimada a la vigencia del Contrato.

. ----· · f.~U'::11'.!tr!m ~w•;· ~~

llliJ..i. 1,

s,W3.,J1!~t◊r.Jff>.i,:.~fl.~~- .- , -i1s:4•.-'-". · ,~,~ ::1 -< _. ·-lQ.s.2· • Np a 2042 Plan .... ·262.:t~·--· ·- 558.9

Tabla 1 ·1. Comparativo de -producc1on acumulada de iilceíte y gas natural. (Fuente: Comisión con ta tnformacion presentiilda por el Conltatísta)

c) Recuperación secundaría y mejorada

. La recuperación mejorada no está siendo considerada actualmente por el Contratista como una estrategia de desarrollo para el Área Contractual. Sin embargo, la recuperación actual del campo Ogarno ofrece un potencía!'significat1vo para meiorar y optimizar el rendimiento de la recuperación del yacimiento. Esto es así ya que la producción esta basada actualmente sólo en el abatímtento pnmarlo, siendo sus principales mecanismos de empuje la expansión por aceite y e! empuje por •expansión de gas disuelto. Esto se aplica particularmente a la producción del bloque A de Ogarrio, ya que produce sin ningún suministro de energía y su presión' promedio se aproxima a la del punto de burbujeo.

El Contratista ehgtó la inyección de agua como práctica de desarrollo con el fin de proveer energía al /., /,7

yacimiento y de me;orar el proceso de barrido del aceite. Se propone una fase piloto.de ínyección de agua que ofrezca datos cuantitativos que permitan a su vez optimizar la 1mplementac1ón en todo el campo El ~­Contratista dará una ·alta prioridad a la adquisición de dat~s y toma de información ya que con base a ellas ,1' Y se podrá implementar la inyección de agua a todo el campo tal y como se muesL¡·& e _ , los objetivos de ésta _ l\. ~~ . . ~~~~~, Dictamen Tecmco del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos• Contrato CNH·A4 OGARRIO 2018

18

Objetivos del proyecto piloto de inyección con agua

La pruéba piloto cuenta con los síguíentes objetivos, establecidos por el Contratista:

Probar la v1abilfdad técnica de la inyección de agua como una actividad adicional en el bloque A, eón el fin de mejorar económicamente la recuperación del bloque; Recolectar los principales datos y parámetros técnicos que resulten importantes pa~a poder comprender y modelar el mecanismo y el rendimiento del proceso; Ofrecer información acerca de la productividad, de la capacidad para la inyección y de la conectividad del yacimiento; Evaluar el impacto de díferentes alternativas de desarrollo, tales como eficiencia del barrído, patrones y perfiles de inyección, espaciamiento de pozos y la estrategia de terminación, y Ofrecer expériencia operativa e información sobre los costos necesarios para poder escalar el proyecto piloto a todo el campo, considerando también los riesgos asociadC?s a esto último.

Actualmente el Contratista está realizando estudios de modelados estáticos y dinámicos como preparación para el proyecto piloto de inyección de agua, con la finalidad de poder realíz_ar un ampl_io anáfisis d~ la recuperación por inyección de agua, e,valuar los beneficios y la recuperación adicional basada en la inyección de agua. Los estudios. de modelado de la inyeccion de agua servirán de base para diseñar el proyecto piloto, lo·que permitirá una evaluac1ón más rigurosa de la eficiencia del proyecto, de la recolección de datos y de 1as potencialidades. Todo esto permitirá escalar el piloto a todo el campo de forma exitosa en caso de que los resultados sean los esperados. Los siguientes incisos resumen el proyecto de prueba pHoto de lnyeccion de agua para el b[oque A de Ogarno Los datos e mformacíón de esta etapa servirán de base para proyectar la myecc1ón de agua a todo el campo.

Cabe mencionar, ~n el supuesto de que el Contratista decida implementar algún método de recuperación secundaria o mejorada para la extraccion de hidrocarburos del Área Contractual en comento, deberá observar y atender lo dispuesto en los Lineamientos técnicos en materia de recuperación secundaria y mejorada los cuales fueron publicados en el Diario Oficial de la Federación ·el 22 de novfembre del 2018. Asimismo, esta Comisión le dará seguimiento al cumplimiento de dichos Lineamientos.

Bloque A, área candidata para la prueba piloto de inyección de agua

El Contratista establece que para la selección del área piloto considero los siguientes criterios:

•

• •

El área en la cual se desarrollará la fase piloto es representativa de la naturaleza geológica del sistema turbiditico del bloque A de[ campo Ogarrio, de los tipos de cuerpo de piedra/arena, de la escala de los cuerpos de sal, de los grosores y de la conectividad en el yacimiento; los pozos existentes (en producción o cerrados) serán utilizados para el proyecto piloto como pozos de inyección (conversión a partir de pozos en producción), permitiendo ahorrar tiempo y costos; Disponibilidad de fuentes de agua cercanas para la inyección piloto, y

una ' Se seleccionan diversas áreas piloto en diferentes locaHzadones, lo qu·e permite hacer evafuación integral de los datos con mayor representatividad para la. totalidad del campo. "77¡1

Cabe resaltar que el Contratista manifiesta que se escogió justamente el bloque A, en razón de que es un campo representativo de toda el Área Contractual. La meta de! proyecto serán tres horizontes productivos con espesor y producción considerables. Tanto el área como el horizonte productivo han producido .Z'f'V. principalmente con un.empuje por expansión con gas 'disuelto como se observa a partir def·incremento er.~ 1 ! t" la RGA, (incremento de Rs1 = 177.3 m /m a Rs "" 400 - 600 mJ/m después de aproximadamente ~';'

Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extracc1on de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4,0GARRIO/2018 '7 . 19

,, '. .'.~ .. -· ', . . ·-. .. f, t J> ~ • ..., ' ~ "·:n. " .

. ·. . ' . '"" ,. ,t ' .. " " ' , ..

• , , • • ,l • ' •• ' • .. • ~ , • • ~ ''.~ ~ • • " ' • • • - ~ ··~

años). Esto convierte a esta área en una candidata apropiada para la inyección de agua. las características que convierten esta área y estos horizontes productivos en buenos candidatos para la inyección de agua son:

• Factores bajos de recuperación. de aproximadamente 6 - 11 ºo (WF potencial de hasta 30% RF); • BaJas presiones de las arenas del yacímiento; • Relaciones gas aceite de alta producción, y

• Seccmnes de! yacimiento gruesas y amplias

Parámetros del proyecto asumidos

Patrón y espaciamiento de pozos: El Contratista está estudiando actualmente patrones múlttples de 5 puntos en los 3 diferentes horizontes productivos. En ellos, !os pozos del borde producen apareados con un myector central. El espaciamiento de pozos está siendo actualmente analizado con un estudio de simulación numérica. El Contratista seleccionará el -patrón con productores ubicados en los extremos debido a que los pozos del borde actuarán tanto como productores como también como pozos observadores. Los pozos observadores monitorearán el desarrollo del corte de agua antes de la irrupción del agua de los productores

Pozos de inyección y estrategia de perforación. E! Contratista prevé una prueba piloto 'de inyección en múltiples pozos, esto le ayudará a acceder a la inyección en diferentes intervalos poníendo a !a par inyectores y productores de diferentes horizontes productivos y en dtferentes tntervalos de una forma más efectiva Tornando como base el plan sugendo, prevén doce pozos de inyección dentro del patrón de myección. Tanto las localizac1ones exactas de tos pozos (inyectores y productores) como los patrones de inyección están srendo actuahr,1ente eváluados gracias a un nguroso modelado d1nám1co. Para que el proyecto sea económicamente eficiente, los pozos ya existentes serán convertidos a pozos de inyección.

Adicionalmente, los pozos inactivos y que estén en buenas condiciones mecánicas será.n reconvertidos a pozos productores, observadores y/o inyectores, r~spetando el patrón y el espaci?miento de_ pozos establecidos por et modelado. La estrategfa de perforación sugerida por el Coñtratista es producir un intervalo disparado a la vez, disparando diferentes inyectores en distintos intervalos del yacimiento. la principal ventaja es la simpleza para realizar el control y el morntoreo. De esta forma, logra una mejor comprensión de cada intervalo productivo y un meJor control del corte de agu?, como también una inyección de agua de alta eficiencia.

Fuentes de agua y volumen de inyección: El agua necesana para el proyecto· piloto puede ser provista por fa planta de la Venta, utilizando para ello una tubería ya exístente. Se estipula un volumen diario de agua de 10,000 bpd, el cual puede ser suministrado por la planta. Considerando las siguientes restricciones: a) 10,000 bpd (volumen máximo de inyección de agua) y b} una duración de aproximadamente un año de la prueba piloto (comienzo más temprano en el segundo trimestre del 2019). La estrategia actual del proyecto puede resumirse en la Tabla 12

~~~.t:i,'.t~~,~¡:t:Jri:t~r - • . . Pi!!!:Q.Q. ~ . 5 J?Uhto-s r'ep$,tidOS

limitaciones cte volumen , 0,000 5po Perlódo 1 . Año

Inyectores 12 Horizonte productivo 3 lnyectividad del pozo 0.58 btslmln

Volumen total 3,65 mmbbl Valumen por pozo 833 bpd

Tao/a 12 Resumen de los vo!umenes de agua consideradas en el proyecto de ,nyeccJon ,de aguo · (Fuente Contratista)

Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para ta Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARR/O 12018

- ' ""; ; ' ' ~" >-~ ,e,_,.,. -; •Jtt®->r~ ... i1

_, f

20

Un volumen de inyección por pozo de aprox. 850 bpd, lo el cual significa una inyectlvidad por pozo de ciprox. 0.6 bls/mín, esto está por debaJo del promedio de inyectívidad por pozo del campo Ogarrio, de aprox. 2 bis/mm (2,880 bpd de agua) por pozo y por intervalo. Adicionalmente, las tasas de inyección de agua en los bloques 8 y C tienen un promedio de aprox. 600 bpd. Estos datos le servirán al Contratista de base para dimensionar y diseñar !as instalaciones superficiales para fluidos inyectados y producidos.

402000· ~

hfura 11. Mapa estrvctural de tos bloques anltguos (8 y G) y nuevo (.i-'H del Area Contracrual. (Fuente: Co11tra/1sta)

El agua utilizada ·para la inyección será sometida a una prueba de compatibilidad del yacimiento y a un eventual tratamiento. La compatibH1dad del agua es crucial a fin de evítar daños en el yacimiento.

Presión de inyección: Actualmente el Contratista está estudiando !as presiones del yacimiento y del pozo dado que serán la base para diseñar las instalaciones superficiales necesarias para la inyección piloto y -para estimar la am·pliacíón del proyecto y su total implementación en todo el campo.

Propuesta de monítoreo y vigilancia: el Contratista vigilará durante todo el ciclo de producción del proyecto piloto. El Plan contempla tres áreas principales: producción, presión y corte de agua. Los parámetros de vigilancia propuestos son los siguientes:

Presión de rutina de la boca de pozo, gastos, corte de agua, RGA, etc; el IJlétodo directo de evaluación del comportamiento del yacimiento: . . Medición de la presión fluyente y estática del fondo del pozo; Datos de pruebas de pozos utilizados para evaluar !os parámetros del yac1m1ento· Registros de saturación a fin de establecer la saturacfón actual del aceite, caractenzar la d1stnbución del aceite remanente y comprender el comportamiento de su barrido, y . Vigilancia de trazadores a fin de evaluar la dirección preferencial de la inyección de agua. la conectividad entre inyector y productor, así como también la heterogeneidad.

d) Actividad ffsic'a t "'7'?. ~e acuerdo al desarrollo planeado por el Contratista para los próximos años (periodo 2019-2043) en el · Area Contractual Ogamo se tienen consideradas 10 Perforaciones, La primera campaña contempla\( ./i) perforar y terminar 4 pozos de desarrollo en 1;:l año 2019, !a segunda campaña cons:dera perforar y termi¡ ~tf-

'? Dictamen Tecn,co del Pfa¡¡ de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARRI0/'2018 21

6 pozos más de desarrollo. Además, de 552 RMA y 997 RME en el periodo 2019~2043 y considera 251 Taponamientos y 49 tendido de duetos.

El Contratista manifiesta en el Plan entregado que 2 de tos 1 O pozos incluidos que se presentan en este Plan corresponden precisamente a 2 pozos contemplados en el Plan Provísional, aprobado por la Comisión

_mediante la Resolución CNH.E.11.003/18 del 01 de marzo de 2018 y que a ta fecha de la presentación de este Plan no se han eJecutado, dichas actividades se ejecutaran durante la vigencia del Plan, en el primer trimestre de 2019, por lo que en este Plan se contempla estrictamente ta perforación de 8 pozos m..iev:os.

La actividad tísica propuesta por el Contrat sta propuesta en· el Plan del campo Ogarrío se muestra a detalle en la Tabla 13.

--:.~- --'7 • - .'.:, ~ ~1•1•~ ?:s~t: :\d :m o o o o o · ·o

} ,J. ,.~, ,;,.

4 : >' -~ ''$ ,.,

6 o .Q

- Term1nac1on 1 O O O O O O O O 4 6 o o o Puclos2 O O • O O O O O O 29 20 o o o

RMA 38 - 38 38 38 38 38 33 31 42· 42 38 42 42 . RME~ 51 47 41 39 37 \ 35 33 33 73 69 64 57 55

Conversion Pozo inyector 12 O O O O O o O O e O o 0- · 2Taponamíentos•. • • ,Q't Ilf''·vO J•.!!fó'·-z·;o\ .;'=-157] i1?,':-m,?15G° •,'~- 13 13 • ~13 ,tQ fo;-'•.

'1~!2~i::rJf~~lt~~;~:tiit',;i::i~~mu~1;Jiéir::r~~;;~~~~:1

Perfrfracfón1 · -: O O 11 O O O O ·O O o O 10 Terminación' - ~--- O O O O O O O. O · - O O O O 10 •

Ductos2 O O O O O O O O O O O O 49 RMA 22 22 10 O O O O O O O O O 552 RME3 33 33 33 · 33 33 33 33' 33· 33 33 33 O 997

Conversion Pozo lny1:ctor O O O O O O O O O O · · O O 12 Taponamientos4 10 · 10 10 12 12 12 12 i2 12 10 22 o 251

• 6 de los 10 pozos a perforar y terminar son matera de aprobac,on del pre,;'ente Plan y los 2 restantes . e aprobaron ¡unto con el Plan Prov,s1ona Las RME ,ne uyen cambios de apare¡o, estimu1ac1ones

5 Los duelos incluyen las lineas de descacga, de bombeo neumático y de inyección de agua ' El plan de abandono considera actualmente el inventarío completo de activos mcíuido '?º el Contrato de Ucenci,t"EI Plan no implica que se hará el aoancrono de elementos que podrian declararse no útiles en el curso de los estudios de ínlegridad según la cláusula 3.3 párrafo (o) del Contrato

Tabla 13. Actividades Fisicas del Plan , (Fuen5e: Comisión con la información presentada por et Contratrsta)

La J abla' 13, COIJSidera el abandono de los 1 O nuevos pozos a perforar; 62 pozos operando, los 183 pozos ·cerrados dei'tolal del inventario del Contrato, sin incluir 4 pozos qu~ se evaluarán y 2 pozos que ya'están abandonados permanentemente.

En la Tabla 14 se presenta la actividad físíca-incluida en el Plan, así como el volume11 de aceite y gas a recuperar y el monto de inversión y gastos de operación a ejercer durante la vigencia del Plan.'

-··"~-·-"ª-·.........._~~-•.,,--....--------,,#f/;,q;1Q!li!f~/4Th~ :!"' '.C-':'· ., .

WL)i,}..;i,:;.:.::..tJ,;J ' Perforación de Pozos ·

Temiinación de Pozos Duetos.·-~· )-,~-.

Reparacion Mayor Reparación menor

Conversí6n Pozo Inyector Abandono de pozos

Rese¡yas 1P 2P 3P

numero

MMbpce

Volumen de aceite a extraer MMb .Volumen de gas'a extraer 1 -~,,:,.,, ., MMMp~c--:~ :._ ;;.

lnversion • MM'$

10' 10' 49

552 997 12

251i 47.83

74.2 100.83

43 9 .• .. 153.7

/00.5

Dictamen Técnico ae/ Plan de Desarrollo para la Ex!racción de Hidrocarburos - Cont;ato CNH-A4 OGARR/0/2018 22

Gasto de operaci6n Nota Las cifras pueden 110 co111cid1r pcr redondeo

537.0

S de las 10 pozos a perforar y terminar san materia 9e aprobación def presente Plan y los 2 restantes se aprobaron ¡unto can e! P<·an Prov1s1onat. El plan de abandono considera actualmente el ,nvenlano completo de acuvos 1nclu1dÓ en el Contrato de Licencia Er irwentarío y los costos de abandono

re!ac,onados están sujetos a cambios una vez concfu1do el estudto ae 1nteg'i1dad considerado en la é!áusula 3.3. párrafo tb} del Contrata. Valores de reservas a un no estan cert11icadas

Tabla'14. Act1v1dad física del Plan. (Fuente, Comís,an con la información presentada por el Contratista)

Pozos p~rforados

En el Área Contractual de acuerdo a lo definido en Anexo 9 lnventar¡o de Activos del Contrato, cuenta con 247 pozos, la Tabla 15, muestra la información general sobre el estado actual de los pozos del Área

. Contractual los cuales producen de la formación Encanto.

Los pozos. que ·se encuentran cerrados tanto en forma defir:tltiva como en forma temporal están siendo anafíz~dos por el Contratista respecto a sus posibilidades de explotación, es decir, a su posible potencial para ser reactivados, después de realizarles una RMA. A !a fecha de la firma del Contrato, el Area Contractual contaba con 62 pozos en producción, de los cÚales 54 operaban con bombeo neumático como sistema de· producción artificial y los 8 restantes operaban bajo condiciones de flujo natural. ·

Aceite/Gas

Cerrados

- Fluyen/es '-sAP

~,-~ .. .··~.:::..;:;.Con .. osibilidades de ex fotacioñ- , . , • - • m postbiliclades de explotación

Gas y condensado Gas humedo lnyectores Taponados

;•~:. · .... 1,C~--.:.•-··:• .. •._petínitivi;Is;~·.....: · .. ·., .. ,. _,._ ,. .. ~ :1 empara/es

,_ ·-·- .. -·· Tabía ·1s. CaracterísÍiéas genérales dei'Area éoniractua/.

62 o

183 o 2

62 5

54 183 183 o o 3· o 2 2 o

(Fuente: Comisión con la información presentada por el Contro/1ste)

Perforación de pozos ~ Ef •Contratista establece que la finalidad de los pozos a perforar, que se -realizarán dentro del área contractual Ogarrio, es la extracción de hidrocarburos en las arenas de las formaciones del Plioceno y del \ Mioceno (Fi!isola, Concepción Superior, Concepción lnfenor y Encanto).

La Comisión aprobó al Contratista la perforación y terminación de 2 pozos er: el Plan Provisional. cabe senalar que, en el periodo comprendido entre marzo 2018 a marzo 2019 el Contratista no ha realizado la

perforación rn la tem,inactón de ninguno de los pozos comprometidos en dicho plan. t En rel.ación con lo anteríor se advíerte que as actividades de perforación y termmacíón de los 2 pozos . estaban programadas en el Plan Provisional para conclu,rse en enero y febrero del año 2019, y que las mismas no han sido realizadas, por lo que esta Dirección General da vista a la Unidad de Administración V Técnica de Asignaciones y Contratos de lé;! Comisión, para los efectos que estime conveniemes. ~ i 4i\

o;,1am,n Tacn<o del Pian de Desarrollo pam la 8</mcdon de Hidn,,,a,b,= - Con/mio CNH-114 OGARR/0/2018 ~ ~

En la propuesta del Plan de Desarrollo del Área Contractual, se considera la continuidad de operacion •e los pozos actualmente productores y la perforación de 8 pozos adicionales a los ya aprobados en el Plan Provisional, en el horizonte 2019-2042.

Para el Plan, el Contratista plantea ta perforación de 1 O pozos direccionales (8 de tos 1 O pozos a perforar y terminar son materia de aprobación del presente Plan y los 2 restantes se aprobaron junto con el Plan Prov¡sional}, en ta Figura 1 O se presenta la ubicacion de !os obJetlvos programados de cada pozo, respecto a las trayectorias de los pozos, el contratista utítizó para el diseño. de los pozos qorrespondlentes a los diferentes honzontes productores del Área Contractual 3 pozos tipo a utilizar. En la Tabla 16 se presentan las características de los objetivos y requerimientos de equipo de perforación para cada pozo tipo, as1m1smo en las Figuras i2, 13 y 14 se puede observar el estado mecánico de cad!3 pozo tipo, consíderado en.el Plan:

f!'f■ 111 11·1,¡¡¡¡¡;,,M a · ·¡

Lº~1eiivou~;;;r- ... · ·--·~;;;--···~ · _. _ :rerc1án-g ~ -:;---;:···-.--~~feiciáiío .-~~* . Formación Aren;s del Pl/oceno/Miócéño Arenas del Plioceno/Mioceno Arenas del Plioceno/Mioceno "'>'"'"'JA ~t..11"•1"•.Jr<.'.-i•"~ .. '1. ' ,,.~,..,r···,N:..,,. "'°I, ... 1/h., •"').,~'7.'\~ ., .,. ~--:". ~, ...... ,..,... l'l'-,. ... "- ... _""_v_ ,..,,..,...¡.,. .. ,.~-,¡,»,~"~->'t. ,.or~ -.,,..,.,

· · f Geometría\7á .• ' , ~ Dir~TiP.ó'S·en dos eta~s" t: ,-~ oDir~ Tipci'S en1fres:etapas,: 'Q- :Oíi.Xipó·J.en:dosrelapas· ;, l ;' Proiüñé!idact-mdlmv 2600 / ~O · 3500 I 3800 ; 2600 1 2800 ' : ~ISétl<>"de,tuoo~as'~ -, "'far3/á;~co11a/Jci0r.~9 snr:;,•:=;., r ~13'3/!3~'c§CJt:íd,toí-;é518~;7,~~~"'r; 13·3/~Qoñdü'Ctor,.~7~¿a~Vt :l

Terminación

l 1)?CnO!~$Ía5 ~ ,,. , ,,. .. ,;, .....-:..LJ,..:_ ""

Distancia entre pozos Costo (perforación~y:­termínación) Tiempo de ejecución Tiempo de terminación Tiempo de movimiento de equipo Equipo Recuperacion fina!

Aparéjo fluyentey éoñBÑ y/o ' Aparejo fluyente y con BN y/o Aparejo fluyente y con BN y/o BHJ. BHJ. BHJ.

Emp. recuperable en TP 2 7/8"

Sartas direccionales con MF • Yf.?'.~~!~m·a¡R,(?t~,~!!?,¾k'{',(2: '/" ·

D1sp,.cOnJ:TCP,.morntoreo,en " ';tiempo reaí;:,t~ .. :¡ .. f

aprox. 200 m

53.2 MM pesos

25 días 6días

4-8 dias

1500·2000 hp

046 MMb

Emp. rncuperab!e en T,P 2 7/8·'

Sartas direccronales con MF y/o Sistema Rotarorió'y,1:.WD Oísp coñ"fcP;#moAítoreo"'en tiempo

i;, 'real~,. apiox, 200 m

,. ~~

68.2 MM pesos

30 días 7dias

4-8 des

1500-2000 hp

O 46 MMb

Emp. recuperable en TP 2 7f8''

Sartas direccionales con MF y/o Sistema Rotat◊no y LWD, Oisp Con TCP monitoreo en

tiempo real pr X 200

532 MM peso

'.: ;1500~2000'.lip

0.46 MMb estimada Np

~--~- "'l: , ""1 ....... 1 " r .. ,. -~ . ,.. •. .,. -.~:."' J. , .. '__ ·

~- ~Tablií"16. t!~rac"ieri;lica~ t1e,obj~/ív~s y req;enmién!~s'"'~a=;a'cii'c'iap7Jzo tí'i;o:-~ -·~·­(Fuente · Comísíón con la informacíon presentada por el Contratista)

El Contratista establece en el Plan entregado que los nombres de pozos actualmente utflizados son nombres preliminares utHízados únicamente durante la fase de planeación. Los nombre:, definitivos se asignarán durante la planeaclón detalla<,Ja, apegándose estrictamente a la nomenclatura ·y normativídad aplicable. Asimismo, establece que las coordenadas obJetivo y del conductor del pozo podrán sufrir cambios, lo anterior se encuentra incluido en el Plan que el Contratista presentó a la Comísión, el cual ~ consta en el Expediente 5S.7DGDE 0154/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CONTRATO CNH, . A4.OGARRIO/2018 a cargo de la Dirección General de Dictámenes de Extracción. fJ: · · · . ·

' )( 777

D1ctemen Tecnico del Pian de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARR!O/201é, t~ 24

y-/Jj'C.,~ _"'°:.,-~~~ ~'',~~ "'~:"'tf--:ze----~"'f:t"' •"'~~:st-$.w:,:f'-:;, ✓~-... ry;;"'"' -~,,:•,·~1r-~ ; ,, ' [ - f' iq f'.::, -

1:' .- ¡:¡af,~j)t "' ~~~fK,4 ~ , . ~~~~,t¡,,f;. ,,_ ,. ~ • r ~- •

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.. . ..

. . . • . . . . . .. , . .. ,· . . : .... . .

•

... Figuro 10: Ublcac,ón def objeltvo df:! los pozos a perlorar y efe los pozos utíles para el Contratista.

(Fuente: Comis1on con la 111formac1on presentaCJa por el Contra/isla)

' El Contrátista presenta en el Plan de siguiente cronograma para la perforación de los 10 pozos en el periodo 2019 - 2020 (8 de los 1 O pozos a' perforar y terminar son materia de aprobación de! presente Plan y los 2 restan'.es se aprobaron ¡unto con el Plan Provisional)

1111111Jttrlll .~ ~18 o:1-18 IJJV-18 d~-18 ere-19 pozo feb-19 1111•19 alr-19 mrt19 pn-19 µ-19 a,p-19 ~19 o:1-19 OOV•19 dí:•19 -ro feb-20 tl'a'-20 ¡b.2Q ,my-20 jm-20 ;..20 a,,»-20 sep-20 o:1-20 ll;7t'•20

OG-1292 •.

OO-A1N . .. ()G.A2N ' .

...

OG-A3N

• 0G-A4N ,· - ~-:. ()G.A1S ' .,-

OG-A2S ,,

' ()G.AJS . iij . ·-· 00-MS

(X;B1N ., . .

•• Figura. 11 Cronograma de perforacion (planeacion con un solo equipo). (Fuente: Comisíon con la 111formac1on presentada por el Contratista)

Dictamen Tecníco del Plan de Desarrollo para ta Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018

!i:..21)

25

Cllm.Oesl, @2090md

lntorvalo' _im.v.b m.r 1

1625-2313

G)

~ 111

Emp. Hld. Rte. @2100md

1-,,:: L.2390m

Objetivo Obtener la producaón comercial de hidrocarburos

en las arenas adad Plioceno y Mioceno de las Formaciones F1hso1a, Concepción y EncanlO, encontrados en un ambienta de abamoos

deposltadQs ~ wnales confinados con bordes

arcillosos

Coordenadas Sistema UTM rNAD-27) Conductor X"' 401,819.13 Y=1,990,463,55

Objetivo X= 401,520 97 y,, 1 990 538 10

Distribución de lR'S Diámetro Tioo Profun<Mad

9518' J55, 36 tbllt, BNC ~m 7• N-80 26 tMt BNC 0-2390m

Columna de Lodos

Etapa Pro1Und1dad Densidad

cortcmJ} {m.v.b.m r)

1"• 30-800 1 14 -1 21

2# 800-2390 1.23-1,33

c1m1cterfstlcas de la formación

Formacoón L1tologfa (%) Porosidad (%) SA(%) Porm. fmd) Temp ('C)

En«1nto SO arena

22 32 60-140 66-80 20lulita

Termln11clón Tormmeción sencilla ·oon apare¡o da prOdue.:tón de 2 7T6" oqwpedo C0fl empacador hl<!ráulrco recuperable pare TR7" 291bfpio, camisa do circule®n de 2 7/8ª y mendnles de 2 7/8" COfl válvulas do BN El moc:amsmo do oxp101a,e1ón ostá disel!ado ,:to 8CU<tftlo a las presiones esperadas y al análisis do prO<luct,vidad, por lo que so espera que el pozo puedo lluyonte natural, sm embargo, so on<:tJontra eQU1pado oon mandril para alO¡ar várvuta de BN, on caso do roqU'Onrso éX!:'!~tar con s1stomn ottificiat do oroducción

:.ecc,on o. I ,!U:t,9 , ;t100

2090 J .cuoa.8

Descripción • Conexión O.E. 0.1. (oal fDa\

t:mpacador Hld_._ Roe, 7" 1:UE6RO 6.00 25 Camisa do C1tc 2 ¼º EUE8RO 3750 2 312

F•gvra 12 Pozo r,¡;, / {, niet-c,oni:'!f s. ®s ""l:ipas,. (F1.,enfe Cc.ntrr.it1s1al

Drlft Grado

Peso lnnl !lb/ple}

2.316 N•60 29 ,_

2185 N•80 65

Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.0GARRIOJ2018

1 1

»~~·=·••0'Z= ::~ ~-w;•,.,,,,,: V C V - ' ;~/~ \;

'- wzl . - -

t 26

Proful1(!1dad (mdbmr)

EstAdoMeeánlco, 'lllberias do Rwes!lm141nto,

Cemenlllclones

npoy Oonsldad de Lodo

Cond,20"

Cam.Oosl. @2977md

intervalo j_m.v.b.m.r.)

1500-3264

Emp. Hkl. Rec. @SOOOmd

¡('~ PT

.. T1nn 1111 Dn7n

0IraccIon8l tipo ·s• Oiseilo d8 Pozo 3 ete.pas Profundidad lotas program!lda 3264 mv / 3290 md · Ánnulo del Pozo: max 20•

Obletlvo Obtener le prod=ón comercial da hidrocarburos en la$ arenas edad Pl!OC8no y Mioceno de las Formaeiones Filisole, Concepooo y Encanto. encontrados en un ambiente de abanicos depositados en canallJS confinados con bordes arc!Oosos

Coo'rdenad11s Slst11ma UTM lNAD-27\ Conductor X-s 403,302 52 y,,1.987,65653 Objetivo Xe 403.292 17 y,,1 987 651.94

Column11 de Lodos

Etapa Prol\Jndldad 08115Klad <m.vb.m rl fnr,•anJ\

1"'' 30· 200 105-112

~ 200-1430 112-1.23 3"• 1500 .3290 1.25-1.36

Distribución de m:s Diámetro T1M ProfundKIM 13 3/8" J55. 54.5 lb/11, BNC o-2oom 9 518" JSS, 36 IMI, BNC 0-1430 m

r N-80, 26 lbllt, BNC 0-2000m 7• N•80 29 lb/11 BNC 2000-3200m

caracterfstlcas de la formacíón

Fomiaetón LitOlogie (%) Porosidad (%) $A(%} Perm (md) Temp ("C)

80 arena ...

Encanto 20 IUhta

22 32 60-140 64-98

Tennlnaclón Termmactón sencilla con aparejo de producc,ón de 2 7,S- equipado con empacador llldráulIco rectJperabta para TR7" 29Ib/pie, cemtsa de cir<:ulación de 3 1,'2· y mendnl de 3 1 '2" con válvulas de BN El mecalllsmo de explol8Clón esté d1se/ledo de acuerdo a las presrones esperadas y el anélistS de productMded, pot lo que se espere que el pozo puede

· fluyente natural. sm embargo, se encuentre equipado oon mendnf pare alojar válvula de BN. en caso de requerirse ex~!ctar con s1sleme ertií,ael de oroduOClón,

:;¡ecc1on Da, A

JUVV ,,.,,.,,, ll

.:tfOr ll .!!/!lo ll ,::,rol/ .!975 r

Descripción Conexión o.e. 0.1. Drltt (Dg} {DO) roo\

Em!?l'cador HId. Rae, r Vam 100 5970 30 2.867 Junte ae txoansión Vem Top 4906 2992 2.867

Camisa _de c;1rc ;, ½. VemTop 4 275 2.812 -

f--:gt'Jra 13 Pozo t,t¡,\ú 11 1 {.)¡rf!c~,•~N.tl S. /res Q!aptiS/ ti-uente ;;or,r, ¿¡f,stu}

Grado Peso

Clb/olel L-80 29 L·80 9.2 L•80 92

t 27

TIOOdf! D,.,,.

0i"l(0()lllllt,¡,o'T OiSOllo de Pozo: 2 el.a¡Jas Profun<11lad !0!811Xogramada: 2099 rnv i 2426 rnd Á"'"""del Pozo: max. 43'

Oblet!Yo Obtooef l¡i producdóo -Clal el<, 1lidfocefbtJIOS anla!,.-ms(ldadPloOOeOOyM-d$1U F~FISisclla,Concepc,(JnyEncenló, OIMXll1llaóoS en un ambienlo de eti-d~ en al!llll8s ~ccn bordés erCll!osos.

Coordenadas Sistema un.fcí•Ao.271 Conductor X= 400,106.00 Y=l,991,09300 m,¡.ttvo X= 400, 754Jl3 Y-=199101496

Dl:strlbuclón ele l'F!'S OIMIGttO 1 T..-.n i P,,,.,,.,..,...

95,11• 1 JS5. 38 lbllt. BNC ~ CHlOO rn 7" N•IIO 26 lblft. BNC 0-2426 m

Columna de Lodos

El'll$ Profun<lldad ' ~ lmv.bm.rl (a,/cml\ , ... 30 •800 11\-124 ,.. 800~2426 124-1.:3.t

características de la formación fnte1Valo

Formación Lttologfa (%) Porosidad (%) SA(%) Perm. (md) Temp. (•C) (m.v.b.m.r.)

1640-2099 Encanto 80 arena

22 32 60-140 67-76 20lUIJ\a

Tennlnaclón Terminación sencilla con apare¡o de producetón de 2 7/8" equipado con empacador hrdráuhco recuperable para TR7' 29lb/p1e, camisa de circulación de 2 7/8' y mandriles de 2 7/8" con válvulas de BN El mecanismo de explotación está dIsellado de acuerdo a las presiones esperadas y af anáhSIS de productMdad, por lo que se espera que el pozo puede nuyente natural, sin embargo, se encuentra equipado con mandnt para alo¡ar válvula de BN, en caso de req1Jenrse explotar con sistema artificial de oroducctón

Sección De' A

2200 2202.3

21891 2190,3

Tipo de reparaciones

Descripción Conexión D.E. D.I. (l:,g} foal

Empacador Hld. Rae. 7' 8HRR • 5588 2 416

Camisa de Circ. 2 ¼" BHRR "F' 3.74 2.312

Figura 14. Pozo tipo 11/ (Direcc1onal J, dos et,was,f (Fuente Contratista)

Ortft Crado

Peso (DO) (!b/ple) 2416 11U,= . 65

M'IS 225 4140 65

Básicamente, las íntervendones contempladas en el Plan por el Contratista se dividen en RMA y RME, ¡as cuales se realizarán conforme a las mejores prácticas de la industria petrolera.

Derivado de las condiciones (invaslón de agua.salada) que se presentan en las arenas de los yacimiento,\/ del Mioceno y Ptioceno en el Campo Ogarrio, se determinaron los sigu1enÁde reparaciones: RMA \\ ¡ sin equ,poo con equ,po. . ~ ~ ~

Dictamen Técnico del Pla~1 de Desarroflo para ;a Extmcc1ón de Hidrocarbvros - Contra/o CNH·A4 OGARR/O/2018 yif · 28

Opción 1 de RMA consiste en efectuar cementación forzada para la exclusión de agua en los intervalos abiertos y aislarlos con retene~or, posteriormente disparar un nuevo intervalo· Superior; el apareJo de producción es de 2 7/8" puede 1r·acondic1onado para el sistema artificial de producción bombeo neumático o bombeo hidráulico jet.

Opción 2 de RMA consiste en efectuar cementacíon forzada para la exclusión de agua en los lntervalos ab¡ertos y posteriormente redisparar parte del intervalo, ast como disparar zonas nuevas del mísmo, el aparejo de producción es de 2 7/8'' puede 1r acondicionado para el srst_ema artíficíal de producción bombeo neumático o bombeo hídráulico ¡et

Opción 3 de RMA consiste en efectuar cementacton forzada a los intervalos· abiertos y aislarlos entre empacadores o utilizando un parche mecánico para la TR, posteriormente disparar un nuevo intervalo lnf~riór; el aparejo de producción .es de 2 7/8" sencillo selectivo, puede ir acondicionado para el sistema artificial de producción bombeo neumático.

TR 9 5/8" 800md

".

,. Aparejo.de BN de 27/8"

a .,

Mandril BN

Camisa Des!.

Empacador H1d.Rec.

E100

Retenedor E120

E160 E180

mr 2400md

Figuro 15. Reparación mayor Opción 1. (Fuente. el Contra/isla)

RME sin equipo:

• Conversiones;

TR 9 518"

mr

800md

Aparejo de BN de27/8"

Mandril BN

Camisa Desl.

2000·2020md E100 E120

2150•2200md

E180

Figura 16. Reparación mayor Opción 2 (Fuente. el Contratista} ·

TR 9 5/8"

Empacador Htd. Rec.

Empacador Eldremo

800md

Apare¡o de ,, BNde27/8"

Mandnl BN

Camisa Oesl.

E100

E160 E18D

..,,llllm::ma. 2400md

Figura 17. Reparación mayor Opc1on 3. {Fuente: el Contratista)

• Cambios de aparejo de producción con sistema artíficial (B~) y remplazo de válvu as de BN, y • Estimulaciones

Dado que el pr~grama de reacondicionamíento se adapta continuamente al rendímiento real del pozo y l_as\J 7 7 7

necesidades operativas, no es posible definir los candidatos individuales de reacondicionam1ento por ~ adelantado, Además, él proceso para evalua, el estado y la utilidad del ,nventano ,davia está en curso. f Dictam,n r é<on~o d;t Plan •• De,a,rol/o p,ra'1, e,trocc~n de Hldroca,buro, , Contrato CNH-A4 OGARRI~ ~

29

Los sistemas art1fíc1ales de producción a emplear por el Contratísta durante la eje~ución del Plan en los pozos preexistentes en el Área Contractual Ogarrio, a~í como en los pozos a perforar son los siguientes:

• Bombeo Neumatico {BN) continuo o intermrtente; " Émbolo. Via¡ero;

Bombeo hidrauli~o (Tipo Jet)· Bombeo Electrosumerg1b!E! (BES). y

Bombeo Mecánico (BM).

Torna de información

Con el objetivo de optimizar el modelo geológico, el modelo petrofísico, la simulación dinámica de yacimiento, el planeamiento de las actividades e instalaciones de perforación, y para dar soporte a las operaciones en campo, el Contratista planea !a adqutsic1ón y estudios de datos, de acuerdo a las siguientes actividades de diferentes disciplinas:

1 Geofísica: • Reprocesam1ento avanzado de la información sísmica dispo'nible; • Sugerencias para los Estudios AVO (amplitud versus offset),· estudios de inversión y

modelado, y • Adqu1slc1ón de datos sísmicos de pozos.

2. Geología; 3. , Modelos de yacimiento, 4. lngernería de yac1m1entos ,

• Pruebas de temperatura y de presión de formación; • Muestras de fluidos; • Pruebas de pozo: • Registros de producción; • Análisis especia! de núcleo; • Prueba piloto de inyección de agua, y • Estudios de compatibilidad ~e yacimientos.

5. Ingeniería de Producción, y

6. Petrofísica.

e) Tecnología

Algunas de las principales tecnologías propuestas por el Contratista qu,e se utilizarán en las activi~ades a desarrollar, así como el beneficio de ·la aplicación de éstas, se observan en el Tabla 17. .

. ---~-- ·-r, • \

· ------- · - -- 'ot5tener uña solucion estátfoáy un modelo de velocidáctes ílf@J.d,~t!3,[laclo'!.~11Jl¾!Hi~~ª·~º~&J.P.ji~e1~ i procesamiento_~n profundidad, y que es espe~iafmente necesarl.?:g,eqdp a.}o·~i~perso_fle}<!iJ\d,q~isl~ón. ~! La FWl (mvers1on de ondas completas) pemiltira lograr un a!to,rnve!~de1delalll[! en·•ta,parte.poco profunda ~ inversión de Onda

Completa, FW!

Estudios AV.O (amplitud vers~s offset!

de! modeto, cosa que resulta especialmente necesa_na deb'.do.~Ji~.9,gsa ~-r.?'~g:JB!\,ª.ª:~~~, ~,;t1rog-cis proyectos, esto ha demostrado ser utu para la soluc1on estática, Esto propore1onara vefoodades confiables f

,~sobre.1g3_sal,cosa 51ue no es•P,oslbt.~con un·analisis~stánda.!;.de,,"'.!i!locidad. ---.:.::: .•. , , •• ,.,,-;& , ·, Análisis de comportamiento de arñ¡5Tifüa 'sisri'iiCa con GrecTénte compensación respecto a uñ"mayor ' offset/ángulo. ldentificac1ón de patrones de impregnacton de aceite y predicción de regiones remanentes impregnadas de aceite áreas de sust1tuc1ón de flwdos dentro del yacimiento, planeación de objetivos de · -,77 pozos

@Estudios'de'sÜstitw::i,órfde ~Entené:llmiooto· deTásampÍllÚdes'versú:{ef'llenái:ÍO.de'arerias' con aceíte y me¡orar !a planeacion de pozos y \¡ fluidos definición de los objetivos, l\

Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extrocc1on de Hidrocarburo$· Contrato CNH-A4 OGARRJO 2018 ~ 30

·--·-- ~

d--· - . - - . -

~ntii 1,i."'I·~ ::.&,.-;"-_,,""':.,,..,.>") ""~ >'_,,;1,,,"' 1*,.,-."', -: • ..,_.,,, ~ ... , -:.- - ~•~~'J:t•.._~ : ' ,,. ,

Modelamiento sintético {Modelado de

acuñamientos y aniilisis . AVOJ

Análisis de mu!tipÍes atributos y c!asíficació11

de facies sísmicas

Modelado gravimétrico

Perfil sísmico vertical (VSf.).,

Detección Acústica Distribuida (DAS)

Entendimiento de·la capacdad de predicción de los espesores de las arenas a partir de ,la sísmica para diferentes fluidos en el yacimiento.

Determinación de fas parámetros de yacimientos. ;,.,- ~-¡ • ~

Defínrdón del domo salino asociado al campo Ogarno y con!ar-eón dalos de entrada para el reprocesamiento ; sísmico · J Mejorar'el afuste de"pOzós; coiwem1ón'a tiem'po:- 6rofundidail;T4riraK:roñma1PsiiSrnlf'Asraé'¡aíffr'res'Oittéffu .

• ¡:i~ra,una.p§:queña zona de.interés.. , . _ .' :~ ' , " · : · · ., • ll:1onitoreo del comportamiento de! pozo. Mejorar el ajuste (amarre) de pozos; conversión a profundidad: J mediciones repetibles: posible uso adicional de fibras ópticas. · , · ; los modelos ofrecerán a los geocientiftcos e íngeni1:¡ros una ¡xÍóerosa'71erraiñiénta:para~eTmeioramiento der.'

" • ' · ·,., •' la. \Y-1.\!íi1~S~~~~ͪ11-S.~: g~tí,91l~~~,$],\~~-~P.-º· •µ<1s !..f;fUl~PR-~?ef[&.~~~-!?s e~átié'<:~~§l<fetrgI,~~n~ :- i M~ela~o·Está!ico · · futil!zaaos,postenoITT1ente7 comof'ctatos·ctefentrada'para'1's1mulaC1ones1omam1cas eh EctipseJcon effin de

• ;, ;, •• or1Q!!)Jzar0 el desarrollo ,futuro:del.,campo,,¡m,dec:írJaferoducció!U'. estimar reservas y recursos.

1 ener un me¡or entend1m1ento de las condiciones históricas de la explotación del yac1m1ento, y as1 proponer esquemas de explotación que maximicen el factor de recuperac1on de hidrocarburos. Permite tamb1en diseñar procesos de recuperac1on secundaría. mediante la simulación de las condiciones de inyección de Simulación Numerica

Registros de producción

Sistema art!ficia! de producción de po:.eos

Medidor de flujo tipo Coriolis

Liner ranurado Terminaciones dobles

Registro de Resonancia Magnética Nuclear en agujero descubierto

Registro de Rayos gama espectrales en agujero

descubierto Registro de

Espectroscopia de Ca!pt_t:f3".,,'§l~~~a1J~ni -agu1ero:descub1erto

, · Reglstrósde!iñágeñ de la Formación

agua y su comportamiento dentro del yacimiento . '-irC:g~tar ?Jí1\T,~9~t~siré~ré~~l:~~X,~ '2~'.~Jluicto.iLdf~t?Jfü,if~ta?t.ectuéir'.;W'lifge:~~Lim~r~ ctei~.l~~tf,éi' · i:l'..c~\l!11~!!2!J9!0al!l'Q.q!l§!i.cgn elatos de,entrada1P.ara e!·madeJQ[']llm,@'lCO de s1mu!acwn-< ~ " : -.. · 1 Tener un mejor entendimiento de tos fluidos que aporta cada intervalo abierto en el pozo. Diseñar

intervenciones de remedíac1ón de zonas productoras de agua o con alta RGA; entender el comportamiento de las diferentes zonas productoras del campo Estimar la pres1on de cada zona detectar sí existe flujo cruzado entre forrnac1ones. Determinar s1 existen problemas de canalización detras de la tubena de revestimiento ... . Debido a la ba1apresión, se ~t1!izarán diferentes tí_Po_s de _Sist?,pas t'r;!i~~le~l'?~fü:~µ~?!:~(]!ntre;l~_que' ¡ destacan de Bombeo mecamco, Bombeo h1draubco Upo ¡et, Bombeo conr.émbolp .v1a1ero. Bombeo~ electrosumergible con motor de magnetos permanentes ·· .. 1 , • ,. .• , , • • , .. ~.

Este tipo de medidor tiene la venta¡a de que, a incertidumbre de su mediclón es baja: requiere poco mantenrm1ento es de fácd mstatac on y operac1on Los beneficios son contar de manera contínua con !)l dato del caudal de liquido que entregan las ,nstalacrones 'con una baja Incertidumbre, Mejorar la capacidad de entrega del yacimiento y obtener mayores niveles de producción, MeJorar la capacrdad de entrega del yac1m1ento y evitar el costo de una réparacmn m"!yor . Comprensión de la arquitectura de poros y de los fluidos móviles: caracterización independiente de la 1

porosidad de los registros dens1dact/neutron: val1daaón de la porosldad'actual y·modeló-de·_sáfuración, Apoyo al cálculo· de volumen ong/nal de aceite de! campo. _, 1

Servira de base p~ra la difere~c1ar entré minerales arcmosos y ortoclasa; valídacion del model~· de lutila j actual ·

~ ~ ..... ~: Validadón óe una pos1blo cementación de poros de halita~y/o'anhídritái va;itlacióñ de!, analisi>s ;~Rb:" P,E.o¡)orclona'una m~tr\~SlGMf)P/ra{ef(eriife.~cTciño,13J~$/égistros RSi\ . ' 1

l->.r_.--. :. 't . .. O • .... :t~ . ... 1&...1..:.1i--~ y., * • ' ... S" -~

Identificación de las variaciones de los estratos de granos gruesos y· finos, capas delgadas, características de capas, micro-fallas e 1dent1flcacíón de fracturas a lo largo del es>~- .... ____ ....... _J

Tabla 17. Tecno/og1as por implementar en el Area Contractual. (Fuente· Com1s1on con mformac,on presentada por el Contratista)

Lo anterior, permite determinar que efuso de dichas tecnologías es consistente con las mejores prácticas ~ de ta industria, en cumplimiento a la Cláusula 4.2 del Contrato, así como a los artículos 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y 39, fracción IV de, la LORCME. • ----rt-lJ 1

t) Programa Aprovechamiento del Gas Natural ~ -

El Cont_ratista, en cumphmiento de la Cláusula 4.2 del Contrato, presentó el-Programa. de Aprovechamiento f de Gas Natural Asociado (PAGNA) en el Plan de Desarrollo en los terminas establecidos por los artículos 5, 1 O, 11. 13, 14 y 22 de las Dispos1c1ones, en el cual detalla que cuenta con la tnfraestructura necesaria 777

para mantener una meta superior al 98~-'Ó de aprovecham·ento de gas, a través de la ej~cuc1ón de acci~nes'\) . de mantenimiento 'preyentívo y predictivo de los equípos que manejarán el gas producido en e! Area 1', ·contractual. Dicha meta de aprovechamiento se mantendra a partir de la fecha de aprobación del prese1~ Dictamen Tecnico del Pian de Desarrollo para ta Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARRIO/2018 -~

· ✓ 31 . .-;(";4-

Plan, dado que actualmente se tiene un aprovechamiento de gas natural mayor al 98%, hasta la vigencia del Plan de Desarrollo, con acciones como el Bombeo Neumático y !a Transferencia del gas producido_.

Máxima relación gas-ace;te a fa que podrá producir por pozo

De acuerdo al artículo 13 de las Drsposiciones el Contratista establece y propone en el Plan a la Comisión para su aprobación el valor máximo de la RGA para la etapa de Extracción en la que podrá producir un pozo dentro del Área Contractual, Tabla 18, lo cual coadyuvará asegurar la maximízación del factor de rect1peracion de hidrocarburos

---------- ~-- :-~-~·~i:~-~~ _.,; ---ó""""",'.i

Campo Ogarrio ---~~ ••• _ · Tabla· 18: Máx¡;;;a RGA.

3.000 •44-• -

(Fuente Contratista)

No obstante, el Contratista establece en· la información presentada en el Plan el valor máximo de la RGA para e! Área Contractual, dentro de la cual podrá producir un pozo. dicho valor podrá variar de acuerdo a las necesidades .de extracción y la vida productiva del yacimiento, el Contratista deberá contar con el programa de seguimfento y cumplimiento de esta relación, incluyendo entre otras f\Cciones. reparaciones mayores, así como el estrangulamiento y cierre de los pozos que sobrepasen esta máxima RGA, esto con fa finalidad de que la Comisión realice la evaluación y supervisión del cumplimiento del PAGNA mediante la revisión y análisis de los reportes trimestrales que presente a la Comisíon de Conformidad con el artículo 25 y 27 de las Disposiciones Técnicas de seguímiento de dichos programas o cuando se observen modificaciones que superen la máxima RGA

El valor máximo de fa RGA para el Área Contractual presentado por el Contratista es acorde con tas actividades y formas de aprovechamiento de gas para el Área Contractual, tas cuales están vinculadas directamente con la Meta de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (MAG).

Meta de Aprovechamiento de. Gas

Considerando lo establecido en el artículo 14 fracción ill de las Disposiciones et cálculo de la meta de aprovechamiento anualizado se calcula con la siguiente fórmula

Donde:

MAG = Meta de Aprovechamiento Anual t :: Año de cálculo A= Autoconsumo (volumen/año)

MAGr = A+B+C+T

Gp + CA

B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/afio) · C = Conservación (volumen/año) T = T:ansferencia (volumen/año) GP = Gas Natural ~saciado producido (volumen/año)

* J 00

GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en el Área de Asignación o Contractual {volumen/año) ~,;~ Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para fa Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.OGARR!Ol2018 ,f

Por lo que la MAG del Área Contractual para el año 2019 es la siguiente:

32 -:: • " - ,; 9 -"' •

f ,. ,. . ••• ,. -:.,~-: .- ,,,. . • f ,_ L.-.fC'. . • . , •• t ~ . ' . '

[o+ 31.12 +o.o+ 27.12]

MAG == -------- *100 t 27.12 + 31.12

MAGc = 100.00%

En la Tabla 19 y Figura 18 se muestran los pronósticos de producción del gas natura1 asociado de forma anual para el resto de !a vigencia perteneciente al área Contractual. .

, :r--W"1i;:'Jlo,,,...'f~"lf~ .,,,,.~~~~-.,>;-~.--.-,<~ .. :e::..,..;..-!...,,

Producción de gas Autoconsumo

Bombeo Neumático

Conservación

T ransfer.encia

Gas Adicional

Gas Natural no Aprovechado -. % de-aprovechamiento

'. Producción de gas

Autoeonsumo

Bombeo Neumhtlco Conseniacion

T ransfenmcia Gas Ad:cwnal

Ga:s Natural no Aprovechadó

.,º de apro11echam,ento

- . .:........--..........,, ....

- --·---~--27.97 40.26 40,52

o o o 31.12 44.79 4509

o o o 27.97 40.26 40.52

3112 44 79 45 09

o o o 100 00% 100.00% _ 100 00''

·-, ... 7,85 6.4 537

o ~· o 1}74 712 5.97 o o o

7 85 64 5.37

8.íí 7·2 ::>97

o o o 100 ºº~'~ 100 00 100 001/o

· - __ )J;::~~~-~~-~i:4!L , -_~:r~--~ 36.18 32¡sá :_;:.;¡, gs:9s· .. -~~~? 22'.;iL4

o o o · ·o I o , 40.25 361,5 '31~,j,\ _jI~~ .. }FíL,,!

O º--~ O O ,,,0

3618 32;'sa i[~~J[ 2ª:96:'. ~;ee:-·! 40 25 - ~36.25- 31.77 ~8.89 25.54

o o o o o 100 00"-., i00.00% . 100.00% 10_~.00% .!· 100 ºº:~ ¡

~~:~-~ 5.22 5.17 o o

s:a1 57& (l o

5 22 5.H 5 81 5 76

o o 100 O()Q 100 00%

'$.14

5 72 o

514

572 o

5.14 o

5 7:2

• 5.1/f

5 72

o

5.13 o

5.71

o 513 .;) ,. o

Taoia 19 Porcen•a,ie.s D'1;1 aprove ham1e11io p¡i,a ,,¡ f',on h1ente Conrra•istal

Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH•A4.OGARR/O'2018 33

·'

120 120%

100 - ·100%

80 80%

60 60%

40 40%

20 20%

o 0%

Figura 18. Comparatwo del gas prod1,1c1do y adiciona contra et gas aprovecriado. (F1,1ente Comisión con fa mformación presentada por e/ Contratista

Características, composición del gas a producir

En la Tabla 20 se muestran las caracteristlcas y los componente:, de !a muestra de gas natural producido del Área Contractual, de conformidad con et artículo 22, fracción II de las Disposiciones, asimismo en la Tabla 21 se aprecian las propiedades del gas natural del Área Contractual.

Agua Aire Cíoro Contenido de Condensados

• Decanos+ Dióxido de Azufre

0 D1óx1do de Carbono 0.3348 E - Etano, ___ ._ ........ ,•·- · -:8.788"' ~ ¡ _ ... Élileno ·-·· ·-.- -·~·'

""'ºº ~ -:Heno,- . · '"':%· - ~'. .,,. ·'\ • .. r ,._ . ¡,.....,.__,.,... .,..1 •• ._ .... ,,,,.,__,._t-~- ~ t . ;... ... ~.,;,,.,• ,. -

fü 1 Heptanos · J.r· .• ,- NH,~-r., ,•,V,•,•1:: 11,,• • ~.... -''f' t ~........ ~· .. .:,,!'1~ ,p;,-,,~:~ .. ~ ~!::r~ exano!\:,;, .c. __ ; . :.,l' ..,,,· •·;;J..,._ "'.Q~515, - Hidrógeno ~ '¡:eíútano • ~. í-Pentano 8 1-i-C, •txll'!.~!J:9.<.-.., , ~--~"~

; Monó;,,ido de Carbono

0.5948 0,3689

~~~-Mh{~]~ñ§ ~ :~~~:~ .. 5:~ r ~:•r~~.:::_ .. 1\~j8

~~1i~nt:t.. __ ,. ,, _ _..·'_S:::,;-, 3:_1¡~t · . l

n~entano 0.421 9ctanos· 77 7 Oxigeno

~;~tºº 1cit~o ' ~ ~ Tabla 20 Anal/sis de la composIcIon del Gas ñ ~...-rf} _

(Fuente Contralisfa) ~ , f 1 \

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.0GARRJOl2018 34 ¿!:: <- :\/!• :,,::>'.&"'-•~,¼..3/~~~/=~"-/}~«~-.,A~•< -~~:/°"~"O~ ~,,<"::~_.f •

• ,.rr.llt,1,f'~ ~r'~~;,A'lf·:llb<t;; ~ ~~,~•~• : _:~p, ·él0,, L ' , ,, -"'' ¡ ¿,, , , , , , ,= , , , ,,

e

-------------------~ __ ..,._,. _ _,_~,

~~] ~~\~·F:~·'•·~~i ~ PeS<J Espt9Cifteo (~;glm'}

Peso Molecular (Lb/Lbmo!1 Poder Calorifico (BTU/FT-') Presión (Kg/cm2) Temperatura (°C) Densidad (AIDM)

Tabla 21. Propiedades del Gas. (Fuente Contratísta)

---·-··7 20 6645

1,188.11'.)24 45 34

Ok7135

Derivado de la revisión y análisis de la información presentada por el Contratista se determinó que presenta acciones e inversiones en el periodo comprendido entre ef 2019-2042, asociadas para mantener la MAG en el Área Contractual, durante la vigencia del Contrato, tal como !o establece el artículo 22, fracción Vl de las Disposic1ones, puesto que esta Área Contractual actualmente cumple con la MAG del 98% o mayor establecida en, el artículo 14, fracción !t inciso a) de las Disposiciones.

Dicho !o antenor, el Contratista cumple con los s1gu1entes mc1sos establecidos en el articulo 22 fracción VI de las Disposiciones·

a) Cálculo de la capacidad de Manejo de Gas Natural Asociado por año, conforme a las proyecciones de Gas Natural a producir y en función de las acciones, proyectos e inversiones en mfraestructura a desarrollar.

De acuerdo con el pronóstico de producción de gas del Área Contractual, la capacidad instalada presente y futura de equipos de compresión, el Contratista cuenta con disponíbilldad para e! manejo futuro de la producción de dicha Área Contractual como se muestra en la Figura 19.

tOO

-Producción de gas -Gas Adicional -capacidad instalada

Fígura 19, Capacidad inst&lada presente y futuro vs perfil de producción •e gas. (Fuente Contratista)

b) El cronograma para el inicio de operación de las instalaciones y los programas de mantenir anuales;

·~

l Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracci~n de Hidrocarburos - Contra/o CNH•A4 OGARRIO 201g.:;;;¡¡¡;t,~llf"s;l.---

35 -

-

"" 1 ,:;: .., ,.,,,il

1 ... "' ~

• Este punto es solventado por el Contratista en la información presentada en el Plan.

e) Plan de contingencia operativa que les permita a los Operadores Petroteros, en casos de emergencia, caso fortuito o fuerza mayor, mantener o regresar a !a continuidad operativa de las actividades de Aprovechamiento de Gas Natural Asodado;

• Este punto es solventado por el Contratista en !a información presentada en el Plan. -

d) El programa de paros programados, libranzas y mantenimiento a equipos críticos para el Aprovecham1ento;

• Este punto es solventado por el Contratista en ta información presentada en el Plan.

Como acciones a .. realizar para incrementar el aprovechamiento de gas en el Área Contractual el Contratista considera el mantenimiento preventivo y predictivo a los equipos que manejan el gas Tabla 22 para incrementar la confiabilidad de estos y el mane¡o.de pozos.

g) Análisis técnico de la solicitud de modifícación al Plan de Desarrollo

Actualmente et Area Contractual tiene producc1on de hidrocarburos proveniente del yacimiento Terciario de las Formaciones Mioceno-Plíoceno.

• Alternativas de desarrollo evaluadas

Con el objetivo de proponer la meJor alternativa para la propuesta de Plan de Desarrollo el Contratista analizó dos alternativas que se describen en la Tabla 22·- '

------- --~ F' 'i' ·~

Pelfmá'Clón y termlnacló'n de 10' o pozos de desarrollo lnteivendones mayores a pozos • 552 552

Intervenciones menores a pozos 997 997 Producc,on

Aceite (MMb) 43.9 39.3

Gas (MMMpc) 153.7 137.4

Gastos de operación (MMUSD} 466 400,2

Inversiones (MMUSD) 171.5 128.9 Indicadores económicos

VPN Al (MMUSD) 835.9 771

VPN Dl (MMUSO} 573.4 530.1

VPI (MMUSD) 74.3 37.2

VPNIYPIA! 11,2 20.7 VPNNPI DI 77 14,2 ·

' 8 ó,: •os 1 , POLOS a perforar y terminar son milfem-, e: ap1obac1on (/e, presente P.'ém y o,;" rest,ui!es se aprobaron ¡untó con e, °'i¿m Prov1s10niil. Pmidad 19 O pesos/dólar · j Las cifras puedell var,ar por redondeo.

Tabla 22. Descr,pcíon de las Dlfemativas evaluadas. _,,__,. (Fuente Com1s1on con la mformaci~n presentada por el Cbntra/ístD)

Derivado del análisis tecnico-económ1co realtzado, el Contrc1tista manifiesta que la Alternativa 1 ofrece el balance óptimo entre promesa de valor y la eficiencia de inversión, ya que se obtiene un VPN después de ,/ impuestos de 573.4 mmusd, con un volumen a extraer de 43,9 mmb de aceite y 153.7 mmmpc de gas, e~ ~ una inversión de 171.5 rnmusd y un VPN/VPI después de impuestos de 7.7. ~ ~f

7 r Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extraccron de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARR/O'201.8

36

h) Comparativo del Campo Ogarrio a nivel internacional

(

Con el objeto de poder comparar el esquema de desarrollo, así como de determinar si el Contratísta propone un Plan de Desarrollo procurando la maxlmización del factor de recuperación, la Comisión realizó una comparación de los factores de recuperación con campos nacionales e . internacionales de características y propiedades similares a las del cé)mpo Ogarrio. Cabe señalar que todos los campos seleccionados se encuentran ubícados en tierra.

En la Tabla 23 se muestran las características y propiedades utmzadas para la selección de los campos· análogos:

Ubicación •Terrestre

Tipo de fluido Productor de Aceite y gas ~rfr-:t.l'I'"'~•"' -ti1•••,.:-'~• "J; ,• .... M.. )í<!' 1...- ,(C'?lti'fM\:.r.t' .... ~

Densidad (U),P.J)~ · 35 - 42.·•APf ..,_,.,~·~u , ............. ~

Edad geológica Terciario

litología Areniscas

Terrestre

Prodúctor de Aceite y gas

37•-39"APl

Terciario

Areniscas

Tabla 23 Criterios de selección del análogo y caracteristicas del Campo Ogamo. (Fuente· Com,s,ón)

A continuación, en la Tabla 24 se presenta un resumen los campos utilizados en la comparación con sus respectivas caracteristicas y propiedades. ·

~e;~•~~~ ~·--.··~-:~~.~,---~~~.:'.T,;~~-~---------------.~7"·1•:;; l -~,Í~] -- ~\~ ~1.,~1!j

Ogarrio

Algyo

Lisama

· Makmur

Niigata

Areniscas

Areniscas

Areniscas

•\

Acéile. Uget'Q

Aceite Extra­Ligero

Aceite Ligero

Areniscas , Aceite Extra-; \ Ligero

-¡, ... - ... ·~. -~~J··- .. ! Areniscas Aceite Ligero

· North Coles t Areñiscas .i Levee .Aceite Ligero

.;

- • • -· .. . '. >' " 0

• . , .Eipa1Tuló'rf roca-37 -.39. -~-''.~;(fii~;~- fltÍíaos/Gas disuelto í! ~~i:u~Je ' " fiberaaó'::': ':6 .. ___ "~~ét n

Expansión capa de gas/Gas disuelto Inyección de agua

Acuifero·mot1kd6" '

41 Bombeo ' Neumático

~-~•-• ~ w-~-- ,_,. -• _,. •-•-•-~~ ~..::::.~:.:.: ~~1.1;,-...::.... - - ._,.- -- ~-

35

42

39

Bombeo Mecánico

, Bombeo 'i Neumático • ''" ,,:<' Gas'ilisueltb

. l.. ·,. -

I ; Expans1on gas

____ • ___ _¡ (

Inyección de 1

continua de agua i .

' l ¡ - ··'1·"' i. ~ · -, ¡. • '~-ri soñ{beó V ",·Íl • &s ~~elto Inyección de • ' '

, ,_i.,;'r.fei'.iffi'áflco . " ....... ·":-= , coEYnua,de.agu¡;_,v.=,;¡ 40· . '.. "'~'.llt;,, 'J . . Inyección de gas

f • Bom'beo 1·--; Exparn~1on de la capa , hidrocarburo ... ~,. • '" ·1 de gas ,. ·- -·•· - -·- •• ,

M~e.~~~"y:½--,,,,, ...... ,.,.,,.,..,,,,,,,.,.,,,..,,c·.••"l' l ,e,:¡~es:icl~je de g~~

Stñkit Areniscas Aceite Ugero ~ ; Gas é:l!Sl!etto/~~~r.,~1on • lnY,ecciór\ •de'

'l1i:... ·\11 .... J'.l._cuifero deb1! .L,a • .... , ~<--· , ,,. ,

Tabla 24 Campos analogos y sus caracterist1cas. (Fuente: Comisión)

, . ~ ~le~~ º~J9?§ ;conlinua'\"de agua ··¡ t Una vez analizados los campos análogos del campo Ogamo, se concluye que de acuerdo con el factor de ~"/ recuperación del campo Ogarno de aceite de 21.8%, el desarrollo del campo llevado a cabo por e! }... Contratista está en linea con las prácticas inte'.nadonales y es económicamente viable $ ~ ~~

. l 1 1 f-' Dictamen Tecmco del Plan de Desarm!lo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARRIO 2018

37

De la Figura 20 es relevante señalar que todos los campos corresponden a cr1:1do de tipo ligero (37 -39º AP!), en Areniscas. ·

11 ~arrio Usarna North Coles levee Algyo Sirildt Makmur

Figum 20. Comparativa de factores de recuperac1on de aceite proyeptados. (Fuente Comisión con base de datos tecníca-económica)

N11gata

Respecto a a comparación nadonal, se seleccionaron campos terrestres vecinos del campo de Ogarrio. Al igual que la comparacíón de campos internacionales, ·se hizo una comparatíva de los factores de recuperación de aceite, como se puede apreciar en la Figura 21.

Figura 21. Factores de recuperac1on de aceile de campos vecinos del campo Otjamo (Fuente· Comisian con base de datos tecnica"f:conomíca)

Asimismo, de la Figura 21 es relevante señalar que todos los campos corresponden a crudo de U y super ligero. y campos terrestres.

l·

Dél análisis realizado por esta Comlsíón, se observa que.el factor de recuperación final estimado para la Área Contractual resulta acorde con otros campos similares a nivel internacional como es el caso de los campos Lisarna (Colombia), North Coles levee (Estados Unidos de América),. Algyo (Hungría), y a nivel nacional los que se visualizan en la Figura 20.

Derivado de los análísis realizados, se recomienda al Contratista acelerar las actividades para actualizar el modelo estático del yacimiento, asi como los estudios y pruebas de laboratorio que permita diseñar pruebas piloto, con el objetivo de seleccionar e implementar el método de recuperación adicional al pnmario, y así asegurár el mantenimiento de presión del yacimiento, ya que se observa que los campos análogos utilizan métodos de recuperación secundaria, como la inyección de agua y/o inyección de gas para incrementar el factor de recuperación.

i) Evaluación Económica

Conforme lo establecido en el articulo 11 de los de los Lineamientos· así como en los numerales 1.6.3 y

1,6.7, Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, Sección 2 del Anexo II de los_ citados Lineamientos: los Planes deben contar con un análisis técnico económico que sustente et cum'plimiento de los objetivos del Contrato y entre otros, la maximización del valor de los hidrocarburos·a

lo largo dé la vida de los yacimientos o campos en c~ndiciones económicamente viables, y la selección de las mejores prácticas de la industria.

Con base en ello, la Comisión elaboró el análisis economico correspondiente al Plan propuesto, cuyos resultados se presentan a contmuación y que considera los s1gu1entes conceptos:

a) Descripción del Programa de Inversiones por Actividad Petrolera, b} Distribución de los Costos por Subact1v1dad Petrolera; c) Resultados del anállsts económico del Pfan Propuesto, d} Análisis de sensibilidad de los principales indicadores económicos respecto de variaciones en la

producción, precios y costos; y e) : Opinión, ·

De esta manera, se da cumplimiento al mandato legal' establecido:

a) Oes~ripción del Program~ de lnversiones_por Actividad Petrolera

El Programa de lnversjones es consistente con la ir;formación def Plan de Desarrollo y fue presentado de conformidád.con el catálogo establecido en los Lineamientos para la elaboración y presentación de los

costos, g;stos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de l_os contratos, y la actuafízación de regalías en contratos Y. del-derecho de extracción de hidrocarburos, emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Lineamfentos de Costos de la SHCP).

Acorde a lo manifestado por el Contratista, el monto para llevar a cabo la totalidad de las actividades del Plan de Desarrol_lo es de USD 1 $637,523,3972, mismos que se distribuyen conforme a la Figura 22. ~

;v~

$Hi1

,.:1,~~1

olnversion gGasto Operativo •Total

$406

•

1 $89

$70

• ~-­L.::..:_!

$6375

•

$100

Desarrollo (26!1/•l Producción (63%) Abandono (11%) Total (100%}

Figura 22 Distríbucíóo del Programa de Inversiones por Act1v1dad Petrolera (Mont,os en MMUSIY - T.otal: USO $637.5 Mlvt'J. (Fuente: Comisión con la información presentado por el Contratista)

.,. - C;~~- ·· E•B1■ ··•Mn·m. -· · - ·· -

:.._::,<><> • '•1'7·79'1 · ···:~24'02'' ·.;,;, ~- .. 4r92:.. ,.;h 6'13 =ris 17 42

,~---- .:,t;t '!AU '1_1_•--~,..;;,, •"""---"-1.<1 ,W, ~ I -.- •-J- _:.!,~~

45.83 25-.14 18.88 17.45 :-'~·... ~- ' Jo.~: :4>r: ,.~-:Y.fl;·~ :~%!Ji~~ -

-"-~ " ,. ~~,. .... .. ~ .. ,;:...,, ...... ,,..a.. ~ J:, ..

49,2 . 23.8 23.6

JOesarrollo .......... · Producción :. Aooii'dooo" . t.;:.;.J.,______ ~~--.

Total º(MMUSQ) 24 7

~:~c---~~a\:~."~:-~·4:-;:---~~~~ - --. . .,.,...i~•'1"11t!t L ... -,-~-'""--~- ,_.......,,,,,_., ·~•~·.:.

DesarroHo 8.12 9.72 Producc1on 17.51 16.65 Abandono• "

Total (MMUSD) 25.6 264

foi;~-· ,.,,·,~ ,i;.12 , ___ ,,.1_3-.3-i'___ 'lz.zi--11.02 17.52 17 07 16.44

27 5 29.6 . 30.4 ·----- ~- ... . ,,.....,.,,. __ -

17.6 15.7 13.B

21i.7

~-. ¡ ....

12~70

12.7

7~32 17.82

251

1IM ..... 16.77

2B.7

12.06

12,1

,; '~~!TT;' [;l}~[;ji;~~~>f s Desarrollo -

E e1; 2~;,;i1~~.;;t;:~:o~.::,,::::~:.:52;,:E:. '"·: :i: ,-,::.:.:.:,.,, ~': _._

Producción Abandono~

11 .. 59

L TC!;?1.~(Mf\1U~D) _ • _ 11.6 a) Los totales pue<len no co1i1cicJir por re,to11deo b/ Momos aprobados como parte t/lel Plan Prov,sional. e) Montos Asociados at Plan de Des¡,, rollo. ·

11.13 10.88 1025

1il.2

d} No incluye /os momos referidos ell el mc1so b} ameno/' (mo!)/os aprobados como parte del Pfar1 Provtsiom,/),

')60.S 406 3 70.3

637 5

e) Los montos a,wa/<Js qve corresponden;; la aportación al F1de1com1so de Abandono. deveran ser determinados de confo1m1d<1d co11 la cláusula 16 4 del Contrato, toda vez que no son matena de aprobación cJel presen/e D,aamen.

Tabla 25: Distrfb¡1ción del Programa de lnvel'Slones por Actívidad Petrolera (Montos en MMUSD) (Fuente Com1s1on con la mformac1ón presentada por ef Contraltsta)

b) Distribución de los costos por _Subactlvidad Petrolera

Como se describió con anterioridad, el Corftratísta estimó un monto de USO $637 .5 MM para llevar a cabo f

!a totalidad de ílas actividades del Plan de Desarrollo. De este monto USO · 1den a x~

$~ M11looes de ootares de los Esiados Unidos Los totales pueden no co1nc1d1r por redondeo 'M,!lones Dictamen Tecníco del Plan de Oesarro!Jo para ID Extracc1on de Hidrocarburos • Conlr.:ilo CNH-A4 OGARRJ0/2018

Oesarrofto, USO $406.3 MM a Producción, y USO $70.3 MM a Abandono. Dichos montos pueden ser desagregados por Subactiv1dad Petrolera, conforme a lo siguiente:

· (i} Distribución de los costos por Subactividad Petrolera: Desarrollo . .

Como parte de la Actividad Petrolera Desarrollo, el Contratista propone realizar actividades asociadas con las Subactivldades Petroleras:· Perforación de Pozos e Intervención a Pozos. El monto asociado por Subactividad se distribuye conforme a la Figura 23 y Tabla 26.

Desarrollo

General 0%

Intervención a Pozos 31¾

,.1.4

12.(16 5.33 17.8

t_T•i3/1s,

-· 18.69 5.33 24.0

: !!-•·

Perforación de Pozos 19%

..,

4.92 6 i3 4.9 G 1

~- G - -~;..: ....

7 3:3 7.32 i.3- 1.3

t';l::'· . 'S_j,l-

"" ,.,..,,..,,.,-----:.. -----~- ~---- --· , ...... ,.,_ .... ¡-:--.;;.~

-Desarrol!o Perforación de Pozos - . .

Intervención a Pozos 8.12 9.72 10.52 12:12·, · ~13'.32 •··-i~23' 1-~, '':fff;§4<"' . '"' Total "(MMUSD)

l~~-~~--~--"~1 1 -- 'Í". ~-~~,~ , ~~~ ·- ~---=- ~~ ':"' -~

General De$arrollo Perforación de Pozas

8.1 · 9 7 105 12.1 --~

,, .

l~cíón aj:ozos ,, , a, 13 A.:.~ • ,:.:.,2.00 . ..,.._ '0;4ó~ _, __ .,_. ___ ·~··~ , Total :(MMUSD).: ___ 8.1 -·--' ·--· 4.9 _ .. i _ 2.0 Ü.4

a} Los to/ale, pueden no coincidtr por redondeo b) Montos élPtobados coino parte del Pian Provisional. e; Momos A!;ociados al Plan de Oesanollo. di No incluye los montos refetídos en el 1:,,cJso b) anter,or (montos aprobados como parte fiel Plan P,ov,sionali

13.3 ¡-

Tabla 26: Distribución del Programa de Inversiones por Subac(ivídad Petrolera· Desarrollo. (Fuente· Comisión con ID informac,ón presentada por el Contra/1sta}

(ii) Distribución de los costos por Subactividad Petrolera: Producción

12.2 ~---i-- 11.9

Como parte_d: la Actividad Petrolera Producción, el Contratista prop~_ne realizar acti~idades a'C 1c1adas con ~ las Subact1v1dades Petroleras: General, · Pruebas de Producc1on, Construcc1on de Ir taiac1on~ ~ Ore/amen Tecnico del Plan de Desarrollo para /a Extracción de Hidrocarburos - Con/tata CNH-A4 OGARRJO/2018 ~ '/ 41

- ..... r..tC'"t · 1 v ~,•~ · ,/ ~ ~~ ~~.

. . ~··

Intervención de Ppzos, y Operación de Instalaciones de Producción. E! monto asociado por Subactiv1dad se dístribuye conforme a la FlgÚra 24 y Tabla 27.

Operación de Instalaciones de

Produccion 40%

Pruebas de Producción

1%

Construcción de Instalaciones

6%

1:aneral

lntervonc1011 e Pozos 17%

. 1111111"""' 36% . figura 24 D1stribuc1on del Programa oe lnversrones por Su!J-actJVJdad Petrolera: Producción ($406. 3 MMUSD).

(Fuente· Com,s1on con la mformac1on presentada por el Contratista)

G[!;f~~---~ª· ·-rr:~=- --------...... ------- ,., •"-~•------l :~~ ~.....!~.J.~•l'.,Ll:!i:__.t,;[~

'• ~~

Prooucción

Pr.1té!bas oe Pmouc;l;;ón Otras Jngen•enás. Cons,mceión di')- 111::;tat:rJ-01 ,es lnlervenr..16n de Pozos Q¡,'!r,f:¡t,Ci()n de lnstSll!CJOr,(~S <li! P Od:.l{'.Ció:'l

Dt.ctos S.cgvtláad SahJd y ,, ed10 Amb!ante

Total. ~(MMVSD}

; -· :·>~:ii~- -~,i3~r:m ~:-. .t'.(•ri~,···· . P,~i~s e Proouc:oón Otras lng~meria.s C•nslmcctón de !11.s1alaciones fnte,venció7l oa Poios O~,¡¡~·:1.0n de nstafllc oner, ,:i¡¡i

Proch.JGción Oucro-s Segu ida-o Sal ;el 'I Merj,i• Ambiente

Tot.. "(MMUSO)

~il~lLl

8.30 f. - ,¡

, !U ..,

-6.fü',

4.43

080 36.9 45.8

:iq¡; '" ....... fflllW - ¡, 043

53.) 5.25

6.92

25.1

538

i 00

18.G

3.98

7:31

ns 17 4

:!,~I.i J 5.80

417

7 85

H.8

-----------------------------

3.17

800

175

5.73

2.9i

~00

16 6

;:-~;-;,, ~

._. < ,~- -~

S ~~f 5 .. ::-)

2.7'9 3.15

3.65 8 füi

17.0 17,5

3.18

81í::

17.1

5.73,

Z.72

ª·ºº

--,. -:f--

573

242

863

Dictamen lécníco del Pfan de Desarrollo para la Extracción de HídrocartJuros • Contrato CNH-A4.0GARR!Ol2018 . '

r-:·~....----·--··~~---~--.. . '.:)Geñera1 ~ ~ , - -...:.,., •s;fat, ~ '!i!z:c-_ -· :·~:-

Pruebas de Producción • • 1 0tras11ñgen1erias~· --:,. ~~~ ~~~1{.: -1 •}~ ~~ •- r.;, ~ ~ '~Jr~;' Construcción de Instalaciones • •

., .,., lntervenclón"'líe~Rozos ·""" t: . ·-¿74"f· ~~ ',f2!a1l Producción • :g~é ,, •f;J¡17·, 1

Operación de Instalaciones de 7.87

Producción ~oüéios­ • •.• ·•-;e;• '

Seguridad, Salud y Medio . Ambiente

" . &::'.f[tJifJ(M.M9!fq~~1!4i:1.

Producción

.Gen'efal Pruebas de ProducG1ón oirá'rir\"géfiieriás "·~ .. ' " ,. Cons1rucc1ón de Instalaciones Intervención de Pozos Operación de lnstalac,ones de Producción Duetos Seguridad. Salud y Medio

'Ambiente l Total •(MMUSD}

a) Los tot¡,les pueden no r::oinc:idtr por redondeo. b) Mon/os aprobádos como parte del Pfan Provisiom11 r;/ Montos Asoc,ados al Plan de Desa,ro!lo .

7.33

j • -

1.55

4.32

116

1.56

3.85

11 1

6.94

'1

1.51

3.56

10,9

6.40 ·,u;r, -.~;.

~="" _,..,.... ""' r- ~➔- • ·"< '

•·, .. _ ~¡¡,

. ·-1!51 3.02

10,2

d) No incluye los mo,u•s re(eados en el mc1s0 b) 11/ller,01 (momos aprobados corno parte del Plan Prov,s,ona/J.

2.15

5.93

----·

.

Tabla 27: Distabvcion del Programa de Inversiones por Subact,vIdad Petrolera. Producción · (Fuente Com1s1011 con fa 111/ormacron presentada po,- el Contra/is/a}

(iii) Oistribucipn de los costos por Subactividad Petrolera: Abandono

1.51 í.56

54• 4 7~

--1

1:i7,~ilO 3.25 ~" . si

22,99 •.~~

.'f[:[.o 161.77

40$.3

Como parte de la Actividad Petrolera Abandono, el Contratista propone realizar actividades asociadas con Ía Subactlvidad Petrotera: Ejecución del Abandono de Instalaciones de superficie. El monto asociado por _SubactMdad se distribuye conforme a la Figura 25 y Tabla 28.

'l 1 ! ¡ ¡ .. !

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Ejecución del

¡__ _________ , -

Figura 25. Distribución del Programa de Inversiones por ub-acljvídad Petrolera: Abandono ($70.3 MMUSD), (Ft1en/e: Comisión con la información presemada por el Conlratis/0)

Dictamen Tecníco deí Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidro,·arburos - Contrato CNH-A4.0GARR!OJ2018

t'.'í~~~,;W'.~ ~7 r::·~ ·~ ,_ -- -~~,'"Jl,Z:!¿:!Ji_-·¡ Abandono - Ejecución <íel Abandorio'íñstalacíones --- ---fo~.;¡ -- . -

"' .,, ,,, de superficie. , _ Total'ª {MMUSD) . 70.3

il) Los /Of/l/es·¡,ueder;¡;¡¡".¿o;:ñcidir por rédoncko. • Tab/tJ 28: Disfribucíón del Programa de Inversiones por Subactívidad Petrolera Abandono.

(Fuente: Comisión con la información presentada por el Contrat,sta)

e) Resultados del análisis económico del Plan Propuesto

El análisis económico correspondiente fue realizado por esta Comisión con base en. (i) las premisas en la Tabla 29, (ii) los flujos de costos presentados en la Tabla 25, (iii) et perfil de producción presentado por el Contratista, que en total implica una producción de 43.9 mmb5 y 153-7 rnmmpc6, y (iv) el régimen fiscal aplicable al Contrato.

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~~~59:afotffeU'cJo-, Precio del gas1

{ : . '$60USD/l:íaml ,: ~:- . ,.-, •!:ie1@~~0'i~~i a lo lar~o-dela vlda"cte!Proyecto -. $5. 72 USDIMBTU8 ! Se asume constante a lo largo de la vida del Proyecto

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Q1Y.a~9I,d.e_laJ;~!i!alfaiadiclona1 ... · .. ~, \~~~-z~~~~.~;\ -¡:, ,tt._';~: ·coWVaWWoestab!ecldo en e! Contrato

$213.9 MMUSO · Bono a la firma Tipo de cambio · 19 MXNG/USD Se asume constante a lo largo de la vida del Proyecto

Tab/1;1 29: Premisas empleadas para le evaluación economica del Plan de Desarrollo. (Fuente Com1s1ón con la ,nformac1011 presentada por el Contra/1sta)

Con base en la información descnta con anterioridad, se obttenen los indicadores económicos presentados en la Tabla 30, de los cuales se observa que el proyecto tiene características suficientes para que ,se considere económicamente viable, antes y después de impuestos y pago de contraprestaciones al Estado 1°.

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" "....:.'Í:- -Tabla 30: Indicadores económícos del proyecto.

(Fuente: Comisión con la información presentada por el Contratista)

d) Análisis de sensibilidad de los.principales indicadores económicos respecto de variaciones en la producción, precios y costos

Con base en las premisas y resultados que fueron presentados en el apartado anterior, la Comisión realizó un análisis de sensibilidad respecto a las principales variables económicas del proyécto, en un rango de variación de +-50%, independiente para cada variable respecto a las demás. Las varlables sefeccíonadas son: (i} precio del aceite, {!i} precio del gas natural, (iíi) Inversiones (CAPEX}, (iv) Gastos Operativos {OPEX}, (v) producción de aceite, y (vi) producción de gas,

. 1777 Millones de barriles • Miles de millones de pies cúbicos 7 De acuerdo con el precio promedio pubhcado por le Comts1ón Reguladora de Energía pa,a la Reg,on VI, e enero de 2019

Millar de BTU (Sritish Thermal Uml) " Pesos Mexicanos 'X

Regalias básicas de conformidad con el art,culo 24 de la Ley de lng(esos Sobre Hidrocarburos (LISH} Contraprestac10nes a íavor del Estado de conlorm1dad con los arhcuros 6, 8 y iO de la LISH, Impuesto Sobre la Renta: Impuesto por !a Ac11v1dad de Exptoracion y Extracc1on de H,drocarburo~s

Valor Presentl;l Neto evaluado a una tasa de descuento cteJ 10º/. • • Valor Presente de ras Inversiones evaluado a una tasa de descuento del 10% ;/ ' Ef1c,enc,a de la lnvers1on · 1/ _,e-~ 4 Relación Beneficio-Costo 1 ¡. v

1 Tasa Interna de Retorno ·

Dictamen Tecmco del Pfan de Desarrollo para la Extracción ie H1droca1buros • Contrato CNH•A4 OGARR/012018 44

t

Dicho anahs1s de senstbdidad fue ej~cutado antes y después de impuestos, y los resultados de muestran en la Figura 26, y Figura 27, respectivamente.

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·o ~ !!: ~ )$! " o -@) :z n. >·

S2500

$2,000 0%. $1.488

$1.500

$1,000

$500

$· ...eo<'k . -50% •40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30¾ 41%

Variac1on [%)

-+- Precio Aceite • ..._ Precio Gas • CAPEX . • . OPEX --♦- Producción Aceite _.,_ Producción Gas

Fígt;ra 26. Análisis de sensibiltdad• eje/ VPN respecto a vanables económicas se/eécionadas. Antes de Impuestos y Contraprestaciones Di Estado.

(Fuente Comisión con la mlormacion presentada por el Contratista)

$1,200

$1,000

$800

$600

$400 r---- l ¡

L. ¡

$200 "~~"~" ' ,._.r_,.• !X•---•~

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--l·--$-' ,,

< ---·60% -50% -40% 30%

-+- Precio Aceite __._ Precio Gas

-20%

0%, $613

-10%. 0% 110%

Variacion [%J , ' 1

,3-0% 40% 50%

.. , CAPEX _.,_ OPEX _. .. Producción Aceite _.,_ Producción Gas

60%

60%

.~· !- e.1gura 27 Anal/sis de sensrb1/Jdad del VPN, res pecio a variables ec,mom1das se/ecc1onadas. Despves de Impuestos Y I f,

Conlraprestac,on{;s ot Eslado.

(Fuente· Com1s1011 con la mforrnac,on presentada poref'Con/ra/1sta)

Del anáhsis antenor se observa que en ambos casos (antes y después qe Impuestos y pago d', Contraprestaciones al Estado), la vafiable que mas impacta el VPN del proyecto es la producción de aceitJ; \/ 7 .,,-,, ·

y en el caso específico del anahsís después de impuestos, la segunda y tercera variable de mayo~ __ ,t,,.. relevancia es el precío del aceite y la producción de gas.

1 ~ -:('"~

Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la E.xtracc,on de Hidrocarburos• Contrato CNH-A4 OGARR/O12018 1/ 45

~

Es importante resaltar el hecho ·de que, aun con una variación de -50% sobre la variable de mayor í¡npacto (producción de aceite) en el VPN después de impuestos, el proyecto mantiene fa viabilidad económica.

j} Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos .

El Area Contractual Ogamo correspondiente al Área Contractual 4, está localfzado geograficamente en Húimanguillo Tqbasco, a 90 km aproximadamente al este de la ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz, a 100 km aproximadamente al oeste de la Ciudad de Villahermosa Tábasco. el área del Contrato abarca 155.99 km2. . . ·

Derivado de la solicitud de aprobación del Plan de Desprrollo para la extracción de Hídrocarburos del Contrato CNH-A4 OGARRlO/2017 del Campo Ogarno y de conformidad con lo establecido en los artículos 42 43 y 44, as¡ como en !os. artíct:1los 19, 23'de los LTMMH ia Dirección General de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información presentada por el Contratista, con la finalidad de dar cumpl1mIento a la· regulación vigente en Ma.tena de Medrcíóri de Hidrocarburos. Para to cual s~ 1~entifica la siguiente

· propuesta evaluada. · ·

Los Puntos de Medición en donde se realizara la medición de los hidrocarburos producidos en el Campo Ogarrio, son propuestos por el Contratista en dos fases o Et9pas durante la vigencia del programa de Desarrollo, en :la primera Etapa, para el caso del Petróleo y el Gas, el Contratista manifestó continuar con la medición mediante los Puntos de Medición Provisionales aprobados mediante . la resolución CNH.E.11.004/18, duranie el periodo de marzo de 2019 a agosto de 2019, periodo contenido dentro del Plan de Desarrollo.

Durante !a segunda fase, manifestó implementarse infraestructura para meJoras· dé !a medición llevándose a cabo en el periodo de septiembre de 2019 en adelante, ·entraran en vígor los Puntos de Medición propuestos en los Acuerdos de Puntos de Medición Compartidos para Petróleo y Gas, siendo estos. para el caso del petróleo La Planta Oeshidratadora La Venta, con sistemas de medición ultrasónico TAG PA-900. Mientras que, para e! Gas será el Centro Procesador de Gas La Venta, con sistemas de medición tipo Placa de Orificio T AG PA-2015.

Et Contratista presento varios programas calendarizados con fechas compromiso de acuerdo a las actividades que se encuentran programadas cómo parte del Programa de Desarrollo y en el que hace hincapié en el cumplimiento de tos Mecanismos de Medición para·el Área Contractual. Acordes a fa~ ínstalacion de mfraestructura para el manejo _de la producción de los hidrocarburos en las Fases anteriormente señaladas. .

Por lo anteriormente expuesto, e! Contratista presento ta propuesta del maneJo y medrcion de los hidrocarburos desde el pozo hasta los Puntos de Medición propuestos de acuerdo a las Fases propuestas­y la programación presentada.

Por lo que derivado de lo anterior el Contratista realiza la siguiente propuesta para los Puntos de Medic¡ón para el Petróleo y Gas Natural del Área Contractual: ~

J 7~7

~

• Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación de la caltdad del Petróleo el Contratista propone como medi ón 1 en la primera Etapa, continuar midiendo con los Puntos de Medición Provisionales aprqbados mediante resoluéión CNH.E 11 004/18 durante un penodo propuesto de 5 meses, marzo de 2019-a agosto de 2019, V mediante la medición de fluido en Tanques Verticales ubicados en las Baterías de Separación Ogarri~~ ~,✓i]

· · ~ 1·11----D1ctamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extracc1on ()e, Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARRIO/201 e /

. 46

5

(TV-4 y TV-5) y Ogarrio 5 (TV-1 ). Siendo los Sistemas antenormente señalados los que estaran operando para la Etapa l ba¡o el esqu·ema de Sistemas de Medición del tipo FJsc_aL Mientras que para la.medición de referencia· serán• utílizados !os sistemas tipo Coriolis MRA-APCP-PDLV-03 y MRA-APCP-PDLV-05 ubicados en la caseta de medición dentro de la Planta Desh1dratadora La Venta (PDLV en adelante}, medición Hevada a cabo durante la Etapa l.

Para la segunda Etapa, periodo de septiembre de 2019 en adelante, el sistema de Medicion propuesto para la medición fiscal será el sistema MTCA-APCP-PDLV {PA-900) ubicado a la salida de la Planta Desh1dratadora La Venta; el Contratista manifestó que, para la medición de referencia de los líquidos a partir del 1 de septiembre de 2019, la medición se llevará a cabo en los sistemas ele.ctrónicos de medición dinámica tipo Coriolis {propuestos en su Programa de actividades) instalados aguas abajo de las bombas en las Baterias de Separa.ción Ogarno 2 y Ogarrio 5 para su envío a la PDLV.

La medición operacional de los líquidos, actualmente se Ueva a cabo, en las Baterías de.Separación Ogamo 2 y 5, mediante pruebas de producción general mismas que funcionan como- mecanismo para determinar el volumen de producción de petróleo.

• Medición Gas Natural

Para el manejo _medición y determinación de la calidad del Gas Natural el Contratista propone como medición en la primera Etapa continuar midiendo ·con los Puntos de Med1c1ón Provisional aprobados mediante resolución CNH-E.11.002/18 durante un pe nodo propuesto de 5 meses, marzo de 201 g· a agosto de 2019, mediante la medición del gas en las descargas de los Rectificadores Verticales RVGBP en la Batería de Separación O_gamo 2 y en as descargas de los rectificadores verticales de grupo TAG RVG1, RVG2, RVGBP3 y RVGBP4 ubicados en la Batería de Separación Ogarrio 5. Siendo los Sistemas anteriormente señalados los que estaran operando para la Etapa I bajo el esquema de Sistemas de Medición del t1RO Fiscal. .

Para la segunda Etapa, periodo de septiembre de 2019 en adelante, el síst~ma de Medición propuesto para la medición fiscal estará ubicado a la salida del CompleJo Procesador de Gas La Venta T AG MTCG­APCP-CPGLV-P0~2015, medrante sistema de presión diferencial de Placa de Orificio . ·

Actualmente en las Baterías de Separación Ogamo 2 y 5, se realiza el manejo y proceso de la producción del Área Contractual Ogamo y a través de la separación primaria, la fase gaseosa se separa de [a fase líquida y fluye a rectificacion donde es medido mediante sistemas de medíción de presión diferencial tipo cónico para su posterior envío a la Estación de Compres1on Ogamo (ECO en adelante); la ECO se encarga de comprimir el gas, realizándose una medición de tipo transferencia mediante medidores de presión diferencial con Placa de Orificio, para su posterior envio en un porcentaJe a la Red de Bomb·eo Neumático del Campo Ogarrio, otro porcentaje es env,ado al Complejo Procesador de Gas La Venta para su acondicionam1ento, medición y comerc1alizac16n

• Medición de Condensado

Para el maneJo de tos Condensados, el Contratista no considera la medición de condensados ya que en el Área Contractual no se separan los condensados para comerc1alizar!os como producto propio. Los

777 condensados que se separan en el transcurso del proceso se regresan a la mezcla de aceite y agua, el ·

siglnente esquema ilustra el mane¡o __}¡ -r ~ \ ~ ~~

Dictamen Tecnico del Plan de Desarroff¡? para /a .Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARR/O12018 47

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POZOSO¡¡arrlo2

Figura 28. Balance y manejo de Condensados. (Fuente· Comisión con la mformac1on presentada por el Contratista)

~ ,r--, t~ Medlaón d• '""'""'

r;--¡ M«:Edón d• DEM

---✓ OP ~ Medldóti Oprreiorla, Ref, Medid6o d~ Referencia Tt-Med<dón de Ttonsferenda l't.1 - Punto IS< Medtdcái

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.....,..,...,..t,;.,, ■ a,mlfm!li1r

-+ Cond..,.ado

- Aodte/Gu/~•

Las corrientes de condensados aparecen en el proceso de separación en los rectificadores de las Baterías de Separación Ogarrio 2 y 5 y en_ las separaciones del proceso de compresión en la Estación de Compresión Ogamo. Ambas corrientes regresan a las baterías y se mezclan con las comentes de aceite y agua

PEP dispone del condensado que se separa durante el proceso que se lleva a cabo en el CPG La Venta. Hoy en día este conden~ado se envía a !a Bateria ele Separación Ogarrío 2 con el mismo concepto del envio de los condensados de fa Estación de Compresión Ogarrlo. El condensado de La Venta se compone de líquidos de varios campos que aportan su producción al CPG La Venta. PEP tiene programado desviar la producción de los condensados antes del 1 de septiembre de 2019 (Ínicio del nuevo mE:canismo de medición). La determinación de votúmenes de condensados es a través de la norma API MPMS 14.5 con base en tas cromatografías y medicion!;!s de caudal de gas.

• Medición de Agua

Para la medición del agua a boca de pozo, dentro de la~ Baterías de Separación Ogar'.io 2 ,Y 5, ambas ~ tienen un separador trifásico a la !legada de !as corrientes, el cuat CUt;}nta con un medidor Upo Corio!ís para la medición· de aceite, un medidor tipo Coriolis para !a medición del agua y un medidor tipo Placa de Orificio para la medición de gas. ·

Se tiene programado que una ·vez por semana de realiza una prueba de producción en las Baterlas de Separación Ogarrio 2 y Ogarrio 5 para determinar ta producción bruta y neta, midiendo el corte de agua. r Durante ta prueba de producción se alinean. todos los pozos que aportan por mínimo 6 horas a las baterías a un tanque de alm_acenamiento en cada Batería de Separación. Se mide el nivel de tanque al ir,icio y al

. final de !a prueba de producción para determinar la producción bruta. Ál inicio y al final de la prueba se perfilan los tanques, que consiste en la toma de muestras cada 50 cm y de !as cuales se determina el corte ~j de agua en un laboratorio. Con los cortes de agua determinados se calcula la producción neta recibida ~..,.. 1' el tanque durante la prueba.de producción. ~{? ,q-r'ÍZ., D;ciamen Tecoko del Plan de Qe,,,ro/lo pa,a ,a Cxi<acdón do Hld1°"",t,,ros · Cont,ato CNH-A4 OGARR/0/2018 . . • ,¿;--

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a. Criterios y Evaluacion de fa Medición dé Hidrocarburos

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LW ?tinto~ t)e. Moó1cion dn to, ki,hoCU1bOl~ó lft¡i,t~o.s, Jnci\l'yCl'!!h

k;t, <".i."lndons:ido.'l d<Jbertio 'lSt;H

dlSVt!05-IOS ~' !m p11'tlón ctu ,cr.111,l!}Clft tlf)O hd: ... itl~ P•im:v<,rnt> En casos .úXC'IIVC!Oflí3h'3, PobG!lllr.i

po1tóll!~ CJJmpr;1i1m1:to·n-tt11t~f)Oll4 it}I

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t1o.itt:1.10001Vma~<J 110.Y.>s.Lm:ttan1umto, r<.-c11ton 1ntom1daó1, u~ 011 la p.1gola 3:l? dlfi ~kloomv,to PDF.

Ott Oi!Vt:!J'dO P W. 111fomt1"1t1t»I Vlt!Mfltada !u& ~s{l')rtW•~ de n oó11-c-~..a llttl:M .., t1,::11,.t1n: m, -;.t]lll'IP',P.,•f<a 1•u,,u

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Tabla 31: Criter1os y Eva1tiac1ó11 de la Medición de Hidrocarburos.

Derivado de la propuesta presentada para los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición del Área Contractual Ogarrio, ta Dirección General de Medición manifiesta que, el Contratista presentó la información

(Fuente: Com1s,ón con la información presentada por el Contratista) 7 7 7 t · y requerimientos· necesarios para el cumplimíento de la implementadón de los Mecanismos de Medición, ~-los cuafes fueron evaluados de conformidad con los establecido en los L TMMH, además que.~ ~

Dictamen Técnico del Plan de Oesarro/Jo para la Extracc,ón de liidrocarburos • Contrato CNH-A.4 OGARRIO, 2018 7 50

~

• conformidad con el articulo 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la oprnión de_ !a ubicación por parte de la Secretaria de Hacienda y Crédito Público.

Producción y Balances

Para la 'Primera etapa, el procedimiento de balance volumétrico presentado por el Contratista Petrofero se considera consistente con la filosofía de operación que se lleva a cabo en el Área Contractu<;1I. Se consideran las mediciones fisicas realizadas con un separador· móvil a boca de pozo y en las Batería de Separación Ogarrio 2 y•5, mismas que, actualmente fungen como Puntos de Medición provisionales. la

· medición se realizará al amparo de un acuerdo de medición reaHzado con PEP para determinar el volumen y calidad de los hidrocarburos entregados en el Punto de Medición de la primera etapa.

Para la segunda etapa se propone como Punto de Medición para líquido la Planta Deshidratadora La Venta, la Estación de Compresión Ogarno corno medición de transferencia del gas y el Centro Procesador de Gas La Venta como Punto de Medición para gas. En el procedimiento de balance para esta etapa, el Contratista manifiesta que, en los Puntos de Medición propuestos se determinará los volúmenes y calidades de! petróleo y gas del Área Contractual, asi como la astgnación de dichos ·volúmenes, sin embargo, no se considera cómo se determrnará la calidad en la mezcla de hidrocarburos en el Punto de Medición, derivado que confluyen en conjunto con otras Áreas y Asignaciones a los mismos puntos y la corriente en los puntos será de diferente calidad a la entregada por er Área Contractual

Por lo antenor, se requiere que previo al InicI0 de la segunda etapa se entregue una metodología o acuerdo de cómo se determinará la ~ahdad en los Puntos de Medición y el volumen equivalente resultado de la afectacIon posIt1va o negativa a volumen producido por el Area Contractual derivado del efecto de la ·calidad, tanto de gas como de petróleo.

Así tambien, se darifica que el cálculo del estándar API 14 5 sólo aplica para el cálculo de condensados teóricos en el Punto de Medición de gas cuando este contiene pentanos y otros hidrocarburos más pesa<;Jos que se .encuentren en estado gaseoso por lo que se deberá de considerar en el procedimiento de balance para la etapa 2, cómo ·se cuantificarán y part1c1parán los condensados que se s~paran durante el proces9 que se lleva a cabo en el CPG La Venta que hoy en día se envían a la BS Ogarrio 2:

El reporte del volumen y calidad de los hidrocarburos producidos deberá estar acompañado mensualmente por los comprobantes de entrega y recepcion diarios y mensuales los documentos que den soporte en la

· determinac'ión de la calidad, registros de los aforos de producción, así corno los documentos necesarios para corroborar la aplicación de los procedimientos para la determtnac1ón del volumen producido.

La información 'del balance y producción deberá presentarse en los formatos definidos por la Comisión,-en el Anexo I de los Lineamientos, firmados y validados por el Responsable Oficial.

b. Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de 777

Hacienda y Crédito Públrco con relación a la ub1cac1on de los Puntos de Medición mediante el Oficio 250.0073/2019 de fecha 27 de febrero de 2019, a lo cual mediante Of1c10 352-A-019 con fecha del 1 de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ub1cac1on de los puntos de medición propuestos por el Contratista para el Área Contractual o·gamo, manifestando que esta opinión tiene las siguientes consideraciones, toda vez que el Contratista prevé dos etapas dentro de la propu,esta del Plan, una denominada etapa de acond1cionam1ento nfraestrudura y otr~ denominada etapa futura: ~L t \(

. . ~fil~'"

I Dictamen Tecmco del Plan de Desarrollo para la Extraccron de Hidrocarburos- Con/rato CNH-A4 OGARR/O·'2018 '

51

•, . ' .. -- ., . P.::1!111'1,,·,·. "• Jl9IS: '\-',!P --- '•• •U~ ~

•

· 1. De conformidad con lo establecido en el articulo 6 de los Lineamientos, se asegure la aplicación de las meJores ·práctic.;;s y estándares internacionales de la industria en la medición de

hidrocarburos; 2. Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo {Manual of Petroleum Measurement

Standards) del Instituto Amencano de! Petróleo (American Petro!eum tnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los LiI:1eam1entos, ·

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

artículo· 1

4. Oe conformidad a lo señalado en !as fracciones 1, V y VI 1, del artículo 47 de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e internacionales que correspondan.y en caso de no existir normativ1dad nacional, se apliquen los estándares internacionales señaládos en el Anexo ti de dichos Lineamientos, y

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

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos .de Medición y el Punto de Medición propuestos por el Contratista cumplen con lo establecido en tos L TMMH, es decir es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo de Hidrocarburo del Área Contractual, en términos del present_e análísís técnico y la evaluación de los Mecanismos de Medíctón correspondiente.

k) Comercialización de Hidrocarburos

Conforme a la información presentada por el Contratista en la solicitud del Plan relacionada con Comercialización de Hidrocarburos, después de revisar y analizar dicha información por parte· de la Comisíon se determinó que el Contratista propone enviar la Producción de hidrocarburos del Area Contractual CNH-A4.OGARRIO/2018 Campo Ogarno a través de las líner;1s de descarga hasta las baterías de separación Ogarrío 2 y Ogarrio 5 para ser separadas las fases líquida y gaseosa.

. . Part.1cularmente el Hidrocarburo gaseoso se hace pasar a través de un rectificador con el fin de retirar partículas de líquido remanente en la corriente para después dirigir la corriente a la Estación de Compresión Ogarrio, a partir de dicho punto et gas producido se puede destinar a la venta o a recircu!arse mediante Bombeo Neumático. El gas destinado a la venta es enviado al Centro procesador de Gas La Venta.

El Contratista documenta que a través de los procesos y del.trayecto del hidrocarburo gaseoso al llegar al

::n:: ::::~:::: :~::~::::: l::,:::::::u::~~::::n:::;::d: ::~.::•~:~:~~:rlas Ogam~ 2 y (\¡ Ogarrio 5 el petróleo va directamente a la Planta Oeshidratadora La Venta y de ahí se dirige la producción '\ al Centro Comercializador de Crudo Pálomas.

Cabe mencionar que al ser ún contrato ba¡o ·. la modalidad de licencia. las contraprestaciones f correspondientes a! Estado se pagan en efectivo al Fondo Mexicano del Petróleo, por lo que no existen entregas físicas por concep~o de contraprestaciones. f ".dJ

7l t--~

C1c(amen Técnico del Plan de Desairo/fo para la Extracción tie Hidrocarburos - Contrato CNH-A4 OGARR/012018

I) Abandono

En cumplimiento de la Cláusula 16.1, el Contratista ha establecido en el Plan una sección relacionada con el abandono, la cual incluye todas las actividades necesarias para el taponamiento definitivo de pozos, restauración, remediación, compensación ambiental del Área Contractual, desfnstalación de maquinaria y equipo, entrega ordenada y libre de escombros y desperdicios del Área Contractual, lo cual deberá realizarse conforme a las Mejores Practicas de la lndustna, al Sistema de Administración y á la Normatividad Aplicable, las condiciones reales del campo determinarán la secuencia de abandono de los pozos de acuerdo con el desempe~o del yacimiento

Abandono de pozos

El abandono de !os pozos de acuerdo con el plazo contractual de 25 años se realizará en el periodo comprendido de 2023-2042 durante -la vigencia del Contrato (Tabla 32), Para los pozos que se abandonaran permanentemente, de manera general sin importar su configuración de Tubería de revestimiento o Lmer:

1. los ntervalos abtertos s·e deberán aislar y sellar 2 · Se deberá probará la integridad de la tubería de revestimiento y 3. Se deberá sellar el pozo en la superficie, conforme a lo siguientes mínimos procedimientos.

a. Colocar un tapón de superficie que debe tener al menos 60 metros de longitud y la cima será colocada entrt3 100 y 250 metros deba¡o del contrapozo.

b .. Soldar una p!aca de acero provista de una válvula de alivio en la parte superior del revestimiento de menor diámetro.

c. lnstalar un Árbol de Valvulas en el Pozo, o d. · Sellar con una placa de acero en la brida superior del cabezal del Pozo e instalar una

válvula de alivio.

~~~··-----~~-~~:-~.=~~-~--~. •·- ~~:·-~- -• ~ -~~~---~:-.:=~ -~-~-~~:=:.:~4•h:y• +-~~'-:.=-· •,:_.:;~~~r~✓~.=- -~~ ----~--"·"·~-, Taponamiento de Pozos O O O O 15 15 15 13 3 13 13 fO 10

·--..,,,·;1-'."~'«"',¡t;1""~ -~"'""3/'' -,iii ..... ~~-...-.-...:.....~--: r--:· ~-.tWWW.. wl-• •-~7"~--4ffit. mt:~ •• .. 4•.•r·.,;,¡"'.'.'&:&~[,

-~-i-ZSmíeñt<;-de0 f>~;:,s ·-10 1•1 w • , 12 T2 ,12 12 · ' 12 · u,-· ··22 o · · 2s1 Tabla 32 Cronograma de abandono.

(Fuente Contn111sta)

La est1mac1ón del presupuesto para levar a cabo las act1v1dades de Abandono, realizada por el Contratista, resultó en un total 70.31 mmUSD De a<;:uerdo con las Cláusulas 16.3 y 16.4 del Contrato, una vez-aprobado el Plan, el Contratista deberá abnr un fideicomiso de inversión, denominado Fideicomiso de Abandono (Tabla ); el cual tendrá como objetivo tener una reservá para fondear las operaciones de Abandono en el Área Contractual: Las aportaciones anuales que debe hacer el Contratista a! fideicomiso deben ser calculadas de acuerdo con la fórmula. incluida en la Cláusula 16.4. Cabe resaltar que no es motivo del presente Dictamen Técnico !a aprobación de las aportaciones anuales del Fideicomiso de Abandono del Contrato. ya.que dicha aportación deberá ser calculada con base en los parámetros que involucra fa fórmula establecida en el Contrato. El mo.nto será actualizado por el Contratista de acuerdo con la determinac1ór de utilidad realizada por este

j- ::-~ _/;.:·r· "- rt · -~ . ~.,

1 ,. -- -~-----------·~--¡ ~_ju¡;:;._,¼¡:,,,,_ 2,~1 2,84.:... -~-~ 2!46 246

. Q"AM;íj;uw ~•SME\!U,C',Cll;WX .-, ·---~·J,Q! .. ·.- --.- . - !:,~

•:, , > ; • ~ ~- .: '• - •• .,.. • V - •

.,

(Fuente: Contratista)

E! Contratista establece en la información presentada en el Plan que los 150 pozos seleccionados como útiles para el presente Plan de Desarrollo están incluidos en el programa de abandono que se muestra en la Tabla 34, sin embargo, considera los 247 pozos del inventario del contrato, aparte de 4 pozos fuera de área Contractual y 2 pozos que ya estan abandonados permanentemente, además·. los 1 O nuevos pozos a perforar y a terminar. Una·vez aprobado el Plan de Desarrollo el Contratista se compromete a realizar el aJuste en el programa, en el presupuesto y donde cotresponda hacerlo, para que sea consistente con el inventarío de pozos declarados como útiles El Contratista establece "una vez que el Plan de Desarrollo sea vigente hará una actualización del calculo de los depósitos anuales para el fide1comíso, de acuerdo con el inventario de activos declarados como de utilidad ante la CNH en noviembre de 2018".

m) Inventario de Activos

El Anexo 9 Inventario de Activos del Contrato considera un total de 247 ¡:,ozos, 92 líneas de descarga 104 duetos (oleogasoductos y líneas de bombeo neumabco), y una instalación. El mismo Anexo establece lo siguiente:

"El presente inventario de Pozos y Materiales podrá ser actualizado por la CNH conforme a lo documentado por el Contratista durante la Etapa de T_ransición de Arranque.

Al concluir dicha etapa este tnventano enlistará los Pozos y Materiales determinados útiles para las Actividades Petroleras".

De conformidad con el inciso b) de la Cláusula 3.3 del Contrato, el pasado 28 de noviembre de 2018 el Contratista entregó a la Comisión la documentación de la utilidad de los Pozos y Materiales del Área Contractual, en donde informa que le son de utilidad 150 pozos de los cuales 140 forman parte del Anexo 9 del Contrato, mientras que 1 O pozos declarados como útiles 'no se encue~tran en dicho Anexo 9. Estos 10 pozos adicionales se enlistan en !a Tabla 34 .

. ( __ :,, .. .;f'm_~io-~20 ··" Ogarrio-1001

Tabla 34. Pozos documentados úliles que no forman parte del Anexo 9, Ogamo.

(Fuente: Comisión)

Así mismo el Plan de Desarrollo presentado por el Contratista, contempla actividades sobre un total de 150 \ pozos, mismas que consideran los 10 pozos adicionales antes mencionados. Al respecto, se comenta que .

del Contrato. • 7177 . ,y

~ / ?

Dictamen Tecnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos • Contrato CNH-A4. OGARRIO/2018

CI'

:* ,,, -,: ~ ,vx~, ... , ~~

'" ,¡-..........,

'f~,t:.; * . ~

'"' .< , ~:.j~

~-

~

· ! V. Mecanismos de revisión de la Eficiencia· Operativa· en la 1 extracción y métricas de evaluación del Plan

Con el fin áe medir e grado de cumplimiento de as metas y ob et1vos e~tablec1dos en la modificación del Plan de Oes~irrollo a cont10uación, en las Tabfas 35 y 36 se muestran !os ind caoores e ave de desempef:o c0nforme a1 articulo 12, ~racc1ón II de los Uneam entos, as1 como las métncas de evaluac ón de acuerdo a lo estab ec1do en ei artículo 43 de :a ley flc H drocarbL.1ros y art cu o 33, fracciones IV y VI de los Lneam entos

~~tic., Prod1Jcei6n ~to de """rac:lón Porcl!nt!Je de desv1aoón de Ja ~jelleóe$Vladmdel!la$10Cle MetlS o p;irimell'Os PllYIUr:dlln aoJl!úada del~ o operación re:il con respedo al de IM<li<:lón y.acmien!o real oon respedO a 13

~ en un tlelll'f) detemúlla(IO pla1,e3á3 en un IJeffll)o de!emunaoo Unidad CM medida Pora,n!aje lle desViaOél'I Porcentaje de deSV1.10Ól1

Fónnulao 1'-'-1-1'~

boa= ~ti¼,~• l.00 clesatpclón MI D1..l:,.(• ~ •lOO

lndJ~.

F~~ Mensual Tl'iJnestrá IMdldón Ptdódo CM NIIQfflt a Mens\lal Tmiestral la Comisión

~-ristlc:i Tiempo de ~ón CS. un pozo Tl4fllPO de ntJW:)CIOrMs •n pozo

Milt.1s o p:trámetn,s P«~ de la~ del~ Pora,f11aje de la d~erenda del 1!ef1'1()()

pnynectlo lle~ de un pozo promedio de las rep.r.iciooes en pozo de !Mdk:jón real C(ln respedD al~ roo re,;pec!t) al P!P91:00Jíl00

Unlr:bd CM m.dld:i Pon:enta¡eóe ~ Pcra!nl:!Je de óesvladát

FórmUl:1 o TI' ,.. (!~.~~),, too 'f11i'•(~~¡;i;.¡~•I .. ductipe:lón MI

lndlc:»dor

l=rec:u.ncl.lde Al 11naltz¡u la ~ - lemiln:!dóo 111 flnallzar l:l r,eparad{rl - tennln;Jdoo mtdtetón Cleun pazo deuopmo

Periodo CM repom;, Al nna1=- la pertoradón - tem,,,adcn Al llniltlZ.tf la rep.lladón - term!niKJón ¡:, comtslón deun pazo de un pozo

C:;ir.,et,eristlc.t T:is:i CM ,xito de pwfar.lción an L3 T3S3 de éxito d• ~ p#:i

dellmlbclón IM pozos tt. des:irrollo

Pofcenla¡e de pozos <lellmitlelores ~Je de IJ02DS cíe des.lrrono &l!Dso con~ al ntmert> total de

~º~ exl!a!iDS con ,espedo al nfmero total de

po20S de IJeSiJITa!o perfaaoos B de~lelón pozos clellmtt)(lon5 ~ El éll!O éxJID se alflS'1era a.canao el pozo

se Cl'.lllSldera ~ el p020 penrdte 1:1 ID1!l1llUye 3 13 producoon del

<lellmrt.ldón de un yoon..ento yaaniento

Unidad de mtdl<l:i Porcel'\taje ~ Fórmula o

Tt"l'Df.r e::~~:)-tao fm>•c=;=e:zw♦ too desalpclón del In~

Fn<:uend3 de /JJ. ftnalzzar la pefft:r.JcXw¡ y p<Ueba de un AJ 1\na!lZ3rla pe,fcr.lCÍÓl y p¡ueba ele !Mdictón , pozo tÍi pozo

Periodo de r.po,u ;, N 1\ml!<i:11' la pertoradón y prueba de tm Al fln:lllz.ar 13 pe,1craet6o y pruella de la comisión pozo mpazo

C:i~ristk,;i T3$:1 de ,xrto CM partor.ición en la Tasa de é1dto CM palforxlón pan

~llmltDclón los pozos d• des:irrOllo

Furenlaje de pazos~ ~ de pozos de desarrollo exitl)sD o:;in respecto al n(mell) total de

Met.lS o p;,r6me11'0$ exitosos 000 re5pedD al oimero total de pozos de OesaTIW per1aadOS El

de~lclón paz.os qeJ!mltadores oetfcr.idos.. B éxJ1o batose<D9'erarumdoelpoio se CXII\Sld<lra aJanoo el pozo pernvte la

~ a la p!O(lUr:dóo del delunltaoón ele un yaom,ento

yaanlal1D

Unlel3d de ,m.«!lCla Pora!nlaje Poo:entaje

Fórmut:io rtrOl-(;:::::::.:~ .100 r,·ro. {=:--'~~~ -1~ descripción del lndlC30of

FrecwncbCM Al flll3l!W ta pertorao61l y pn,eba de un N finalizar la llfl(foración y prueb3 ele mlldlclón poro oopozo

Periodo de re~ a N flnaJiW la llfl(fotacl6o y pnieoo de un /JJ !lnailzar la pe,faacioo y prueba lle ló!C~lón pozo LWlpozD

\\J \\ f "'777

. ,~ ::r D;damen Técmco del Plan de De,a,rollo pa,a la e,1,,,00, de H,dnowburos • Convato CNH-A4.0GARRID/2ul8 · . ~-

Cilr.lCUl'l5tlc:.t T~ ctt éxtto e» ral)3nClones Rep3D(:ioneS Mayores

POO:.etl!aJe oe rep.r.¡cmes e.xi1DSas

Metilso~ c;on respedll al nisrerototal de ?orcentlje de la dlf~ entre laS ~ l'ledlils. El é>.ltn se rep¡¡raclooes mayores rea!IZlKtl:;

dttmed~ón consiOera ruaim exiSte optimización respedll a las programadas en el aiío.

de 1a p¡ooutdón en e1 pozo.

UnlcS:MI da Medid;, PM:entaje Porcentaje

Fórmul;,o m,: (~::íii':"- ""º""'), 100 DR11A:(!!~~•10C) dHa1pelón del

lndl~r

Fr.cutncl:ide N témvno de la ~dóo y prueba de Trlmeslral medición un pozo

PeñDdo da rwp<>ne a Al ténnino de la rep3l.1dÓl1 Yprueil:l de Trimesltal

L1 Comisión unpo:zo

~~ PotOS~ Tenntnxlon de pazos

~ O p;lranMlll'OS =Je de lad!ferenda enlrelOS POrcelltaje de la diferencia entre IOs pozos ~en et aoo respec10 a pozos leminadoS en el año ,espec10 a

da rnedtclón IOS p&aneooos en el ai'io !OS ~ en el afio lJnllbd de madlda POlt:eotaje PM:errtaje de oesvt.adón

Fómlul:i o lll'h(-'"'¡',;,:_~.!DO ==(""';',;.!.~•lOCI dHCripc,ón CIOI

tn<Ue:iOor Frwc.uancl:i de Trtnestral Trtmes:rra! mtdte!ón

Periodo c» ~" L1 Comisión TMleSlr.ll Trtmestral

C:uxttristk::I Oes:ilrollo de ,.,._s l/lyKdón da flUldO Porcenl.a¡e de desvladoo óel VOiumen

Poreertta!e oe óesviac:too del oesalTQllo tnyedadO reá oe 1tUldos (como

Mat.lS O p;u;l!lmTOS nltrógero, QaSnalural. CIIÓxlóO de CS.madlción de reservas real coo respedo al caroono. va¡:,or. SUITadilnte o agua) con

prc:,,¡¡t;llT',30 en un ltefTl>O detemtin310 respedo al progiamado en un lle111JO tle!emunado

Unllbd da madld:I PÓícefltaje de <lesvladón Porcentaje de desviación

Fórmuta o DDX= t''oa:;;...~ • 100 DIF:f!_~~•IOO CIHQ!pelón dtl

lnctte;Jdor

F~de Tfimeslra1 MensUal mtdldón

Periodo d4I FWj)OM ;i Tt1mestral Mensuill l:iComlslón

C~ristlc;i F:iQ« <Je l'k--n Pfodu~cbd

~t.ss o p;ir:im1rlros Pm:Enraje de In <!Jlen:ncJa entre et t}ctof PIO<lbcclOO promeoo ae un pozo o oe rer.u¡,eraclén real <Xlfl respedO al ci. mRdk:lón ~ a un tiempo Clete,m!Mdo grupocle poros enlle el~ de pozos

UnldaCS de m.dldól Porcentaje de~ 8.Jrtlles l)Ordia (bd)

Fórmula o Dl7.: ('"';".;;,.-) • 100

l'nldlc.ción dl3n:) ~ de un pozo dHClipelón dttl o grupo de pozos!IMC!ICla entre et

lnlSle:ldor nümem de pozos en d grupo F-l:l<n Tnmcsnal Mensual l1Mdlclón

Pericx:to da f9POft• .. Trtmeslr.ll Mensllal l:IComlSlón

C:irxtaristlc:.t ~IOo N:lc!OMI ~ltnto de G:!s N.mtr.1!

~º~ ~dela dlle!eod;J entre et POrwen!a)e de ta di!~ entre el

da medición contenlóo Mdollill U1lllzaoo resoectoal '!Ell'~to de qas rEí.lt íe:s;,ecll:) ijl

~ ~ l.lnldad da R>edld:, Pa't:el1t:>Je (je~ Po<centaje d<!: -Ó<l

FórmUl:io ==~!!:•¡•l.00 ,,.,,,,"t"""""",¡¡¡¡jj,,_-J·= dascrtpclón del

lndl~

Fl'kUM>d:icle TM>estral Metlsll3I l'lládlclón

PfflodO ... ~ ,l Trtme:Mll Mensual ta Comisión

Tabla 35. lnd1cadores de desempeno &ra el Ptan ae uesarrouo p (Fuente Contra/isla)

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para fa Extracción de Hidrocarburos - Con/rato CNH-A4 OGARR/O/2018 . 56

flrl@.0:J?:l~lt.ni,1 ~~~~~ .... ~~·,,-. ~f1"'i""'•~JJ""°''! .. :! ... L _-, ,·~:, .. :""'; ~·•~""···~"':_"" __ -___ ..... __ ,-r--:ar,iv,:t-~~ _ ;1!·:~!1&1~~~~ _ :"~'

·."

Metas o parámetros de medición

• Unidad de medida Fórmula o descripción del

indicador ..

Frecuencia de medición

Periodo de reporte a la Comísión

&;.l ~~""'."':'},._,,___o/,... k _ ___ ._ Caracteristiéa, ,

Metas o parámetros de medición

--~~~-- íjñ@~'ct~:fñe'tii'88~f ~o .

descripción del _ indicador

Frecuencia de medición Periodo de reporte a fa

Comisión

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida Fórmula o

descripción del Indicador

Frecuencia de ~ medición

Periodo de reporte a la Comisión

Característica

Metas o parámetros' de medicíón

Unidad de medida Fórmula o

descripción del indicador

Fr<rouencia de medíclón

Periodo de reporte a la Comisión

Característica

Metas o parámetros de medlclón

- Unidad de medida ... ~ Fó.,.tmÜla o ¡,.l ..a, ._ - W.'J" . .,,.,,~,,

descripc~ón·del indicador

Frecuencia de medición

Periodo de reporte a !a Comisión

,,. )- éafu'H'eñsilc!f°,., Metas oparitmclros

de medición Unidad de medida ,. ·

f!'ormula o ·-·-· descripción del

indicador

Porcenta¡e de fa diferencia del tiempo Porcentaje ce Ia'díferencla'del tiemP.Q promedio de perforamón de un pozo prom ..• ,.,~ .,.. reparaciones~n'.pozo,

,~ realtcof'l respecto al programado cOñ ólal' [ ""'ram'itdo Porcentaje de desviacion P,~r;.~JiJ;l"'~q~~~!ªci~ · .,.7"; • TP,.(TPr~ol-TPp/Q/1) ._ lO0 .TRl'~(r«P,r~at-"1'Rpl.ml'f, l0(l ,W

1~ ' (f.trJ~o1¡t · ;(!'.llPlan)

Al finalizar la perforación-terminación dé~ Al finalizar la reparación-terminación· de un pozo .pozo

Semestral Semestral

.. J. . ¡,Ta~dé~éxiioffé eerfu~acióñ~PSra\íosjiows· dé:desarrol!oj;. • Porcentaje de pozos de desarrollo exitosos con respecto al número total de pozos de

desarrolto perforados El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del .yacimiento

iTt rn~~,·-./"'('4~:, ~. ~,..¿;,.~-\ .. .,4, & .! :--·. ,i.,~~;:'·~1. ~e-Orc80táje. ~-·~...: .. ~-~ _ : .... ~~--~~~~.¿:... TEPD:; Jlf>,WStit'ftmitmtar,,,te\·il.t,si:,~ 'f: 100

r,H(}( dit J•oxos t11·i df;',wrrr,.,lt<,

A! fLnalizar-la perforación y prueba 'de un pozo • - "' - -· ----- ---.. --~ 1 ~ --

Af finalízar la perforación y prueba de un pozo

Tasa de éxito de reparaciones Porcentaje-de reparaciones exitosas con respecto al número total de reparaciones

• hechas El-éxito se considera cuando existe optimización de la pro,;Jucción en el pozo

Porcentaje

TER =- 11epan1ci1m,s,xít,1>as ~ l OO T•tat etc l"f!"Para:ct<mtts

Semestral

Semestral

Tiempo de perforación de un pozo Porcentaje de la diferencia entre !os pozos

perforados en el aiio respecto a los planeados en el ano

Porcentaje

Semestral

Semestral

Producción Porcentaje de desviación de la produccion

acumulada del campo o yacimiento real con respecto a la planeada en un tiempo

.till. deiermtna~o' ., ··--- •· . Por,0entaJ~ d~ desviación

):." * 1 '[>;~ ~:PAÍ·,'it1-1wplaT1 ••10Ó PA1>tan

1

Reparaciones Mayores

Porcentaje de la diferencia entre 18$ reparacíones mayores realizadas

respecto a !as programadas en el año

Porcentaje

DRM.4 "" RATArelll-l/Mpla11,.. lOD ~UA¡>l<ln

Semestral

Semestral

TiemP,o .de. reparaciones en:pozo PorcentaJe de la diferenciá entre los pozos

terminados en el año respecto a los programados en el año

": :F'fiorceñiaJeae1ciesv1a~éfüñ i)T'P. <= )'l'reut-rP¡11fln • HJO

·1·1•plmt

Semestral

Semestral

Gasto de operación

Porcentaje de.desviación del,gaslo,de , operá?ó,für~if,~J?n·f~~'~fo;~l'fü9grary1ado·"'· , , errnn tiempo'determmado , .. ~ .. _,

Porcentaje de desviacíón

DGO := 1:ar~ai~r,oplan ~ l00 {;()pia.Jt

Semestral Semestral ,JJí).

'-'"-~ JLi.,. Semestral Semestral ~ : f ( · ¡ ~ ... .,.~ ~ • 15.: .,., .. t:'+1fi -v~1..•'<,;·"•4.1Jr- ~ ¡ .3.tiF, ,,,.. '-' l1, Qj.i<!f!.Q.fü)_,,~~k~~ª!.'!ª9 .. ·,:i

Porcentaje de desviación del desarrotlo de reservas reai con respecto al programado en un ··;· . lle~ determinado

,_,.......,,-:::.. .• ~- , ,:• .. ~.,;,,,_e_orcentaje de desviación ·

D/)R,., vtmto1l-lll/¡11m,, lOO ífopimt

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracc,ón de Hídrocerb_uros • Contrato CNH-A4 OGARR/0 2018

'{ ...

~;¿-

~'.._·· .-.-~'.f ~g_:,.q Frecuencia de

m~dlclón Pertodo de reporte a

la Comisión

, Característica

Metas <:).parámetros . · i:it m&iícíó'~' Unidad de medida

Fórmula o descrípclón del

indicador Frecuencia de

medición· Periodo de reporte a

laComisíón

Característica

Metas o parámetros de medición

Unidad de.medida Fórmula o descripción del

1rídicador Frecuencia de

medición Periodo de reporte a

la Comisión

Semestral

Semestral

Factor de recuperación Porcentaje d·e la diferencia entre el factor de

-,, , reéupei;ad6n.r€f.álléQr,resp!21CtÓ~áf:p!aneado a l ~ ' .•• uriiiém[oo1términado

Porcentaje de desviación

DFR"' FJl.reul itpl '!.,. 100 Fl1¡:,la1'

Semestral

Semestral

Contenido Nacional

Porcentaje de la diferencia entre ef contenido nacional ut11i2.ado respecto a programado

Porcenta¡e de desviación DC'J = ~\'•': :, 1• • l{)O

l\. l,t

Semestral

Semestral

Productividad

Produccion promedio de un pozo o grupo de pozos entre er total de pozos

Bamles por cita (bd Producción diaria promedio de un pozo o

gropo de pozos dividida entre el numero de ' P.2~~!'!~9!llP2!:: _1';

Semestral "-"'IZ

,, • ·seriiesirar '~ ........,_t.t •··" ~ .. ~ ..,,, >,r

. ~r,~-::,\(e">:~- .... --~~~r--.,.:,t>~-.,,~!:~'"'\"'I"" Aprovecham1ento'oe: Gas-Natural • Porcentaje de la diferencia entre el

aprovechamiento de gas real respecto al programado

Porcentaje de desvíación

D!lGN -~' Al;N¡,frm • JOO ~a.'ltplt n

Semestral

Semestral

Tabla 36 Indicadores de desempeno para el Plan de Desar(ollo. 1 Fuento Com,s1on;

Conforme al análisis de las. act1v1dades que se contemplan en el Pfan la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la rev1s1ón de la eficiencia operativa.

Seguimiento del Plan: Con base en el arttcuto 31 fracción Vl y VII! de la Ley de H_idrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones Xl y XH! de la LORCME, 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 lnternacionales'y se realice con el objetivo. principal .de maximízar el valor de los hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan. · '

í) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipo de actividades ejercidas respecto de la~ erogaciones contempladas en el Plan, como se observa en.la Tabla 37.

r·: ' -~-·,,,,,;i\;7~,---~ .. ·~,--=:~/~-- ,. - ··:_~1j2:::_ ,-,~~~~~r~~ ~_ · · · "Yerió;;i&n··.-. ,, .. _ 10

Terminac1Ón' 10 · ~ Reparación Mayor 559 Reparación Menor 997 ~ .

Conversión a pozo inyector 12 '".::..,, ,;; •- _. · Duetos 49 ·

Abandono de pozos 251 . . · ":'~ .. 8 de /os t I pozos a perfora,. y termmar son materia de 1Jprobffci611 de/ pteser¡te Plan y /os.2 res( antes -;:~pr:;¡;a,~n jtrnlo con e/i5íM Ptovisional , I

Tabla 37 lndrcador de desempeño de tas actrvrdades e¡ercidas (Fuenle Com1sion)

íi} Como parte del seguimiento a la eJecuc1ón del Plan, se verificará el monto de erogaciones ejercidas . respecto de las erogacJOnes contempladas en el Plan, como se observa en la Tabla 38.

1 r:::v..

Dictamen Tecnico deí Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.0GARRI0/2018

777

i. ¡¡, iii ..

iv. v. vi. vii. v.íii. ix. X,

xi.

:>di.

0Jl!Prf!'.l1fq

General Perforación Terminac1on

Producción General

Pruebas de Producción Otras Ingenierías

Construcc1on de instalaciones . lntervenc1on de Pozos

Operación de !nstalacfones de Producción - -- - ··- Duetos

Segl,lnctad, Salud y Medio An:ib1ente · --· Abandono ·

.:..--.j~·

"• t.'.:-- U• ,:

. --, ~!j2r,; ~• ·i~_,

31.16 129.75

147-1 3.25

22.99 71.2

161.77

Désmantelamiento de instalaciones 70 3

1:r~·~-r:-.~.eu•~~~~~ ..-.~ ' ,Jl'lil:.: [! ''.:i, "'.' -'-,. •, : r:__¡_,_¡~ r~Jl_--~,-- ~·os,<_:•~~-:~:-

Tabla 38_ Programa de inversiones por Sub=acftv1dad Petrolera (Fuente· Com1s1on)

iti) Las act1v1dades Planeadas por el Contratista estan encaminadas al incremento de la producción en el Área Contractual, mismo que está condicionado al éxito de dichas actfvtdades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gas que se obtenga derivada de ejecución de las actividades, como se i:nuestra en la Tabla 39.

t~IIIIC~T!!~-~~~!~~T¿1wt_· ... _,_i0!!\,._:,~:1~]~~1;~~~=n3f;•z~l:!~ Produccióndeaceiteprogramada{.mbd) 7.99 11.5 11.57 10.34 9.31 8.16 7.42 6.56

Prodvcc1ón de· aceite rea! (mí:ld) Porcentaje·de desvíación ·

Producción de gas programa.da (mmpcdJ 27 97 40.26 40 49 36.18 32 58 28 55 25 96 22 96 Producción d~_gas real fmmpcd)

Porcenta¡e de desviación

1 ---· ---~~ ·--~--~~----___ ,.,,......,_,_._~_...~~l!!'all!\!llír.'Hi''l!':lllll!l'!J!: ""~ ~ •:f!i,'i i , -· . _ ~J~:7•»¼eer+~t:~ _ _ _ _ _ ,,~;·~¡A y~~ ·.:.;Ji; .. .• ~~~::iffifhi::¾fi•-;; ,:;; . --- Proctuccióndeace~t;programada(mbdf-· 's.87 - 5.40 5.02 ¡:"51 4.11 358 3.34 2.69

· Produccmn de aceite real (mbd'l Porcentaje de desviación

Producc,ondegasprogramada{mmpcd} 20.53 18.90 17.57' 1579 í438 12.51 1170 942 Produccion de gas r~al {.mmpcd)

Porcentaje de desviac1on '" - . - -· - .

·-- ProtlüccTón deaceft;~~amada mbd) .i2( --z:at' ro uccmn e aceite reat (m d)

7.85 6 40 5 37 5 22 5H 5 14 Porcentaje de desviación

Producción de gas programada (mrnpcd) Producción de gr;s real (mlJIP,Qd}

PorcentaJE¡ de desviación T1.ib!a:fü."1ndicadores de desempeilo de la produccwn oe ace1ce y gas en función de la producción reportaua

(Fuente Com1sion)

1v) De igual manera se verificará la ejecución de !as actividades Planeadas por el Contratista que están encaminadas a cumplir con la MAG en el Área Contractual. La Comlstón dará seguimiento a la producción real de gas, al volumen de gas aprovechado y a la MAG que se obtenga derhíada_ de

ejecución de las actividades de manera anual para el periodo de 2019-2042, como~e rnw ;traen~ Tabla 40. . . ',Y'

~

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extrac::1ori de Hidrocarburos· Contrato CNH-A4.OGARR/O/201B

I <(ffL

-·-··

ii•r"N-:a:;;;Jt,;li ;¡¡•¡¡; íi½ ,¡;r; i&'lr ·¡.-,. " . • ! " ~-~~ • ~h~. • ,~~-- r-~~.r-u•~~~:::.;: ~,

:ss.o9 -~ ss:os1 . as ~ • ,~:1.e:4s'- és.s3 ' eo.32 - 54.85- -- ra.oo ; f..!,'ajJ,1~.9!'!;i,1~.gas;t ~Pi.ci?f!al.:(MMPCD).., Volumen de gas aprovechado (MMPCD}

.1% de ap:2_veclfamleñt~ _ -·-_ --~~~ Produccion de gas + ad1c1onat {MMPCD,

Volu_riien r~af de gas aprovechado (~MPCDJ •

o/:_~e_ aprovechamiento

Porcenta¡e de desv113c)9.n

:Produccion.,,.de.gªs.+.·a . al;{M'r-'4B.Cb)" 1 Volumen de gas aprovechado (MMPCD) -

---% de aprovechamiento

Producc~on_de g;:is + ad~1onal (MMPCD)

Volumen real de gas aprovechado (MMPCD)

% de aprovech~mie~o

':'~~-taje de desviación ¿,--~-- -~ ........ ----.- -. ...... ~ ....... ---

¡ - ,-, • ~- • ~ •>- ,.:w•~- •~:, __ , '., .. -., ·~~:' ' Producción de gas·+'adiciona! (MMPCD)

Vo~ufllen_ de gas ap_rovechado (MMPCD)

% de aprovechamiento

F'roducción de gas+ adicional (MMPCD)

Volumen real de 1as aprovechado (MMPCD) % de aprovechamiti?nto

Porcentaje de desviación

,. ... ~9-~s 1 ~~~-os· . ·as.61 · .J~~LfJs 83 -- oo.32 i •54.85. 48.5

100.0% 100 Oo/o 100.0% _ JOO.Qo/ci ~~OO.Oo/1{ f'.100.0%' 1;100~ 100.0%

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43.37 39.93 30.38 26.43 24 72 19.9

10_().0% 100,0% 100.0% 100.0% 100.0o/o 100.0% 100.0% 100.0%,

M~., •- ~-~ •

•~! 16.59 13.52. -- 11.34 11.03

: 16.59 13.52 11.34 1103

100.0% ·100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% í00.0% - -

Tábla 40 indicador de desempeno del porcenta¡e de aprovechamiento de gas natural asociado (Fuente Com1s1on)

1

1

El Contratista debera presentar a fa Comistón aquellos reportes que permitan dar seguimiento y verificar el cump!imíento de la ejecución del Plan de Desarrollo, en los términos que establecen la Cláusula 8.4 del Contrato, el artículo 43 de los Lineamientos, así como el artículo 24 aprovechamiento de gas.

Dictamen Técmco del Plan.de Desarrollo para Ja F.xiracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.OGARRIOl2018

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I 60

VI. ____ S_iº~temé! ~-eº Administracf óñ de Ri.esgos

Esta Comisión emite el presente Dictamen Técníco para la aprobácíón correspondiente a la modificación al Plan de De~arroflo para la Extracción de Hídrocarburos del Contrato, sin perjuicio de la obligación de parte del Contratista de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, asl como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de tas actividades

· contenidas en el presente Plan de Desarrollo.

Med¡ante oficio 250.511/2018 de fecha 11 de septiembre de 2018, la Comisión soíicitó a la Agencia su opinión respecto del Sistema de Admínis'tración de Riesgos asociado al Plan de DesarroHo para la Extracción correspondiente del Contrato en comento.

Mediante oficio ASEA/UGI/DGGEERC/1411/2018 de fecha 03 de diciembre de 2018, la Agencia indicó:

"J. El Regulado cuenta con una autorí:zación a su Sístema de Adminístración número ASEAIDEE18005CIAl3318 emitida mediante oficío ASEAJUGJ/DGGEERC/0239/2018 de fecha 7 de marzo de 2018, misma que contempla las actívidades aprobadas en el "Dictamen Técnico Plan Provisional mígración · de la Asignación A-0244-M-Campo Ogarrio" aprobado por la COMISIÓN en marzo de 2018 ...

/la/V ...

V. Por lo anteriormente expuesto,· esta DGGEERC fe hace de su conocimiento que; para efectos de que las actividades planteadas por el REGULADO para la Aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente al contrato CNH-A4-Ogarrio/2018-Campo Ogarrio, puedan encontrarse amparadas, en la Autorización No. ASEA-DEE18005C/Al3318 emitida mediante oficio ASEAJUG!IDGGEERC/0239/2017, de fecha 07 de marzo del 2018, el REGULADO debe realizar ante la AGENCIA lo siguiente;

1. Presentar en fa Ag.encia el Av[so por modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado el Sistema de Administración, -de acuerdo con lo establecido en el trámite ASEA-00-025 "'Aviso por modificación al proyecto conforme af cual fue autorizado el Sistema de Administración", de conformidad con el Artículo 26 de las

. "DISPOSICIONES adm1mstratívas de carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Segurjdad Industrial. Seguridad Operativa y Proteéción al Medio Ambiente aplicables a las actívídades del Sector Hidrocarburos que se índican:" ~ No omito mencionar que previo a que la AGENCIA se pronuncie respecto modificación ~ al proyecto conforme al cual fue autorizado el Sistema de Administración del REGULADO, resufta necesano contar con el Dictamen técnico aprobado de la Aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción asociado al CONTRATO, toda vez que fas actividades a realizar en el PROYECTO deberán estar amparadas en la I respuesta que en su momento emita fa AGENCIA. en virtud de elfo, se Je solícita a fa COMISIÓN; que una vez• que concluya el proceso de evaluación técnica de la Aprobación del Plan de Desarroflo para la Extracción y se emita el Dictamen Técnico . ~ correspondiente, dicho dictamen sea remitido a esta DGGEERC." . ~ ~ •

. . y -ifr 777

Dictamen Técnico del Plan de Desartoito para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018 61

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Cabe señalar que por Acuerdo CNH.E.07.001/18 el Órgano ie Gobierno emitió e[ Criterio de Interpretación Administrativa que armoniza e( contenido de los artículos 13, primer párrafo y 33, fracción V de los Lineamientos, en el cual se establece que basta con que los Operadores Petroleros acrediten haber iniciado el procedimiento respectivo ante la Agencia, con lo cual se darla por atendido el requisito contenido en el articulo 33, fracción V de los Lmeam1entos en cuanto a que el Dictamen técnico final incluya un programa de administración de riesgos aprobado.

Asimismo, dicho Criterio de Interpretación Admmistrat1va reconoce que el articulo 13 de los Lineamientos,

procura matenalizar e! procedimiento de evaluación y aprobación con base en un esquema de autonomía técnica, operat1Va y de gestión de la Com1s1on, descrito en los articules 3 y 22, fracción I de la LORCME. sin perjuicio de la obHgacron del Contrattsta de atender la Normativa emitfda por otras f,,utoridades

compelentes en maleria de Hidrocarburos.· ~ ~ #

-- \

-l Dtclamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos - Contrato GNl-1-A4.OGARRIO/2018

62

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VU. Programa de Cf¡Jmplimientó de Contenido Nácional yj Transferencia de tecnolog1ªi

Esta Com1síon emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente a la· modificación del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Contrato CNH~A4.OGARR!O/2018 sin perjuicio de la obligación del'_Contrat1sta de atender la normativa em'tida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como tddas aquellas que· tengan por efecto conqicionar el inicio de las actividades cóntenidas en el presente Plan

. Mediante oficios No 250.698/20.18 y 250 699/2018 de fechas 6. de noviembre de 2018, la Comisión solicitó a la Secretaría de Economía la Opirnón referente a los pro.gramas de Contenido Nacional y Capacitación y Transferencia de Tecnolog1a que al efecto debe em,hr dicha autoridad en el ámbito de sus atribuciones.

Por lo que hace al cumplimiento de dichos programas. mediante oficios.UCN.430.2018.434 de fecha 23 de noviembre de 2018 y UCN 430.2019.114 de fecha 21 de febrero de 2019, la Secretaría de Economía informó que aún no cuenta con la información suficiente para· emitir un·a opinión respecto de los programas de Contenido Nacional y Capacitación y Transferencia de Tecnofog1a, motivo .por el cual solicitó al Contratista presentar la información que acredite las actividades a realizar en cada una_ de las etapas aplicables a todo el periodo del Desarrollo para la Extracción.

En este sentido, una vez que el Contratista realice dicha gestión y con ello la autoridad facultada emita la oprnipn en sentido favorable, se tendrá por aprobado los programas y formarán parte del Plan de Desarrollo para la Extracción y del Contrato. · ·

Lo anterior, tomando en consideración la competencia material de la Secretaría de Economía en materia de Contenido Nacfonal y Capacitacíón y Transferencia de Tecnología, con fundamento en el artículo 46 de !a Ley de Hidrocarburos, i3 y 14 de los Lineamientos, así como las Cláusulas 17.3 y 17.5 del Contrato.

Por otra parte, esta Com1stón deJa de manifiesto que en el supuesto de que fa Secretaria de Economía emita una opinión en sentido no favorable a dichos programas. et Contratista estará obligado a presentar una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción en terminos de lo dispuesto en et artículo 40 de los. Uneamientos,·ello a efecto de que pueda dar' cumplimiento a !as obligaciones en materia de Contenido Á Nacional y Capacitación y Transferencia de Tecnología. · ~Y' \\'

~ \ '777

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f Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para /a Extraccíon de Hidrocarburos• Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018 ·

63

VIII. Compromisos del Contratista - ---. ~- - ' . -- -

a) El Contratista deberá dar cumplimiento a los plazos y específicaciones manifestadas y evaluadas en el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con lo establectdo en el presente Dictamen

b) Se obliga a dar aviso a esta Comisíón - Dirección General de Medición cuando se finalice con cada una de las actividades relacionadas con la medicion _de los hidrocarburos pr.esentadas por el Contratista en el Plan de Desarrollo;

c} Dar aviso a la Comisión de la entrada en funcionamiento de los Sistemas de Medición como lo est!pula el artículo.48 de los l TMMH;

d) Los volumenes y cahdades del Gas Natural y Condensado a medir deberán ser reportados de conformidad con lo establecido en los L TMMH y normativtdad vigente; ·

e) Para el cumplimiento del artículo 10 de los L TMMH,, deberá proporcionar el balance de !os autoconsumos y caracteristica·s de los equipos generadores de autoconsumos, asi como de los equipos que bombean y mtden el agua;

f) Actuah~ar y mantener actualizado en censo de los sistemas de med1c1ón usados en los Puntos de Medición asi como los sistemas de med1c1ón operacional referenc al y transferencia, conforme a lo establecido en el ·presente Dictamen·

g) Eí Contratí;,ta, deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre y acredite que el Responsable Oficial tlene las competencias, habilidades y aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de Medición y

h) El Contratísta deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo·real la Medición de los hidrocarburos en el Punto de fy1edic1ón de conformidad con lo establecido en el artículo 19, fraccion lll de los L TMMH.

El Contratista deberá mantener actualizada la información a disposición de la Com1s1ón referente al. . cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los L TMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos así como de lo establecído en el Dictamen.

Así mismo es necesario que el Contratista cuente con información actualizada sob~e fos diagnósticos, progr.amas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre del volumen medido estimado sobre el volumen a condiciones de referencia, monitoreo y transm1s1ón de los datos en tiempo real y cada una de !as variables asociadas a los Sistemas de Medición de cada una de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal), ya que' los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecarnsmos de Medición por ende .al Sistema de Gestión y Gerenciamiento ·de la Medición.

Por últlmo, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el articulo 47 de los L TMMH, el Contratista deberá someter a· cons1deracíon de la Comisión la aprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la Extraccíón del Contrato, en ·relación con los Mecamsmos de Medición aprobados mediant~ el presente Dictamen, sin períuici9 de los avisos y A aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados Lineamientos. f._-1· i i ---

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Dictamen Técnico del flan de Desarrollo para la Extracc1on de Hidrocarburos• Contrato CNH•A4.OGARRfO/2018 64

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IX. Resultado del dictamen técni.co ·

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan de Desarrol!o presentado por el Contratista de conformidad con los artículos 44, fraccion 11 de la Ley de Hidrocarburos y 39 fracciones 1, 11, lll, !V, VI y VII de la LORCME, así como los artículo~ 7, fracciones f, 11, 111, 1V, VI, 8, fracción 11, 11, fracción 1, 11, lt!, IV, V, Vil y VUI, 12,

, fracción 11, 19, 20, fracciones 1, H, 111, IV, V, VI, VI! IX, X, X!, XII y XIII, 25 y el Anexo !l de los Lineamientos. _En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la normativa aplicable en el plazo que establece el Contrato y permiten determinar que no se presenta ninguno de los supuestos que establece la Clausula 4.3 de dicho Contrato.

1. F.ue elaborado de conformidad con las bases y criterios establecidos en los artículo? 7, 8, fracción 11, y 11, de los Lineamientos y en atención a las MeJores Prácticas de la Industria, en términos de !a Cláusu1a·12.2 del Contrato • ·

2. Contiene tos requisitos establecidos en los artículos 9, fraccion 11, 12, fracción ll, 19, 2ó, 25 y el Anexo II de los L1neam1entos Lo anterior se corrobora en términos. de las constancias · que obran en el expediente 5S.7 DGDE.0154/2018 DICTAMEN PLAN DE · DESARROLLO CONTRATO CNH­A4.OGARRIO/20i8 de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de esta Comisión.

3. Asimismo, se_ advierte que el Plan de Desarrollo cumple con los requisitos establecidos en el Contrato, en los s1guien_tes términos'

a) Cumple con la Cláusula, 4.2: i. Contempla la totalidad del Área Contractual, ii. Preve la utilización de métodos y procesos adecuados para obtener el máximo Factor de

Recuperación final de las Reservas de conformidad con las Mejores Prácticas de la Industria; tri. Cuenta con el programa de aprovechamiento de Gas Natural correspondiente y los

mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, y iv, Fue elaborado de conformidad con la Normatívídad.

b) Respecto a la medición y recepción de los Hidrocarburos netos, el Plan cumple con las Cláusulas 10.1 10.2 y 10,3 d~I Contrato, en términos del análisis realizado en el apartado lV, inciso k) del presente Dictamen.

e) 'En atención. a la' Cláusula 16.1 del Contrato, el Plan contiene una sección relacionada con el Abandono, la cual incluye todas las actividades necesanas para el taponamiento definitivo de pozos, .

· limpieza, retorno a su estado natural, desinstalación de maquinaria y equipo y entrega ordenada y libre de escomb_ros y desperd1c1o_s del Área Contractual, todo lo cual deberá realizarse conforme _a ~ las Mejores Prácticas de la Industria, al Sistema de Adm1nistrac1ón y la Normativa aplicable.

. . ' .

Con fundamento en .el artículo 39 la LORCl'vlE, se cumple con: ' · .

a) · Acelerar el desarrollo del·conocimiento del potencíal petrolero del país

En el Plan presentado se establecen actividades encaminadas.a la recuperación de Hidrocarburos contenidos dentro· del Área Contractual a través de la perióración y terminación de 10 pozos productores en total, es importante mencionar que solo la perforación y terminación de B pozos son materia de aprobación .del presente Plan y os 2 pozos restantes están contenidos en el Plan provisional aprobado previamente por la Comisión mediante la Resolución CNH.E.11.003/18 det 01 de marzo de 2018, dichos pozos ayudaran a delimitar la acumulación de aceite en el yacimiento definir el contacto agua aceite y mejorar la interpretación geológica del área.

' . . . \J J Por otra parte, la toma de información propuesta durante la realización de actividades de extracción 1' dentro del Área Contractual, a través de !as perforaciones e intervenciones de pozos programad2~ • ., ¿'f1.--

. ~1 Oictamrm Técmco del Pian de Desarrollo para la Extracc10n de Hidrocarburos - Contrato CNH-A4.OGARFl.JO/2018_ . 1/ 77 7

. 65

permitirán identificar !as causas, problemática y riesgos· existentes en el yacimiento, desarrollar un mejor conocimiento sobre las formaciones Mioceno y Plioceno del campo Ogarrio. Aunado a lo anterior, dicha propuesta de toma de información técnica, as1mismo·la reaHzación del aprueba piloto de inyección de agua ayudarán a tener una adecuada administración del campo y perm 1tlrá desarrollar un conoctmiento sólido sobre el Y?JCimiento del Campo Ogarrio, lo cual tendrá como resultado acelerar

· el desarrollo del potencial petrolero del Área Contractual y del paf s.

b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condic;on.es económicamente viables

El Contratista se comproru,ete a realizar una prueba piloto de 1nyecc1ón de agua con el ob¡et1vo de analizar la factibilidad de implementar un proyecto de recuperación secundaria y con ello mejorar económicamente la recuperación de hidrocarburos. Por otro lado con la estrategia de extracción y el desarrollo de las acttvidades físicas propuestas en el Plan por el Contratista consiste en la perforación y terminación de 10 pozos 552 RMA con obJettvo de explotar los yac1m1entos del Terciario, 99.7 RME para el mantenimiento de la producción y la construcción de 49 duetos, contribuyen a elevar los factores de recuperación, llegando a una producción final acumulada de 262.3 mmb de aceite y 558.9 mmmpc de gas natural lo cual equivale a factores final~s de recuperac1on de aceite y de gas natural de 20.6°·-0 y de 36.2°·0 respectivamente, para la vigencia del Área Contractual en 2042.

c) La reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes 'de la seguridad energética de la Nación y, a partir de los recursos prospectívos

El Plan propuesto por el Contratista presenta un pronóstico de producción, que respalda ia construcción de mfraestructura y actividades físicas programadas a la vtgenc1a del Contrato con el objetivo de recuperar un volumen de 43 9 mmb de aceite y 153 7 rnmmpc de,gas, durante el periodo comprendido entre 2019 -.2042.

d) Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país ·

Las actividades planteadas por el Contratista para llevar a cabo dentro del Área Contractual durante la ejecución del Plan cons¡sten en la perforación y terminación de 101• pozos, la construcción de 49 duetos, la realización de 552 RMA y 997 RME. Por lo que se determina que la solicitud del Plan promueve el desarroHo de las actlVldades de exploración y extracción mediante e! desarrollo de· nueva rnfraestructura y la mformacíón de los yacimientos perm1t1rá Hevar a cabo un buen esquema de explotación.· ·

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

Una vez analizada la información remitida por el Contratista· la Comisión .concluye que la estrategia de explotación que se presenta en el Plan de Desarrollo para las Formaciones Mioceno y Plioceno del Área Contractual se basa en ún plan de adm1rnstrac1ón de yacimientos sustentado en mejores practicas aplicación de tecnologías y lecciones aprendidas

Las tecnolog1as a utilizar por el Contratista respecto a la perforación y terminación de Pozos, a la mgeniena de yacimientos y producción como es la ut1hzacíón del. sistema artificial de producción, la instalación de sensores de prés1on d~ fondo la utilización de infraestructura existente para lleva~ .·

. r '" Resp~cto a la perforación de patos: 8 de los 10 pozos a perforar y terminar son materia de aprotlac:ión del presente Plan y los 2 restar'ltes se aprooaron ~-· ¡unto con el Plan Provisional, mismos que no han sido perforados. "::f I Y Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hídro~arburos - Contrato GNH-A4.OGARR/O12018

1 1 ........ , ..,...,tt .. ·

_____________________ ,,,,,,,,,,,,,,,,,,

cabo las actividades del Plan propuesto, son adecuadas para realizar las actividades de Extracción de Hidrocarburos en los yacimientos del Área ContractuaL

Asimismo, de concluye que las tecnologías propuestas, como la aplicación de sistemas artificiales de producción y Sensores de superficie y de fondo permanentes, a utilízar por el Contratista' son adecuadas para las actividades de Extracción de Hidrocarburos dentro del Área Contractual, las cuales, contribuyen a maximizar los factores de recuperación. Asimismo, derivado de la evaluación económica realizada a la propuesta de Plan de Desarrollo se determina que el proyecto se ejecutará en condiciones económicamente viables.

f) El programa de aprovechamiento del Gas Natural

El Plan de Desarrollo considera el programa de aprovechamiento de gas conforme a las Disposiciones Técntcas asimismo da cumplimiento a la meta de aprovechamiento de gas del 100%, la cual se mantendrá desde el penado de 2019 a 2042 a la vigencia del Plan, a través del Bombeo 1

Neumá'tico y la Trasferencia, de esta manera se garantiza el aprovechamiento del gas producido en el Área Contractual.

Asimismo, -en atención al artículo 13 de las Dispos1c1ones para ·eJ aprovechamtento ~e gas, se propone aprobar la máxima RGA esperada con base en la producción de sus pozos, confirmando el segu1m1ento y cumplimiento de esta relación según el pronóstico de producción, indÚyendo entre otras acciones, reparaciones mayores, así como el estrangulamiento y cierre de los pozos que sobrepasen esta máxima RGA y de conformidad con los factores de recuperación de Hidrocarburos reportados, de conformidad con lo establecido en los artículos 25 y 27 de las Dispos1cíones para el aprovechamiento de gas, ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.,

---1-., ------~ri'Imlffflm;JMt' """'. ~-- ,"."

Campo Ogardo _ 3000,,__ Tabla 41 Max,ma RGA.

{Fuente Comíst0n con mformac,on presentada por el Contrattsta

En térmmos del artículo 4, fracción II y IV, de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas, las formas de aprovechamiento de gas natural asociado propues{as por el Contratistas, las cuales son el Bombeo Neumático y la Trasferencia, se aHnean a !as act1v1dades de Extracción contenidas en ej Plan.

Dicho programa de aprovéchamiento se propone aprobar en términos de las Díspos1cíones de aprovechamiento de gas natural asociado, del articulo 39 fracción VI!, de la LORCfytE 7, fracción Vll y 8 fracción ll, inciso g) de los Lineamientos.

lo anterior, toda vez que fue estructurado conforme al contenido establecido en el articulo 11, 13! 14 fracción 11, 19, 22 de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.

Stn menos cabo a lo anterior, el Contratista deberá continuar con cumplímiento de cada una de ias obligac1ones establecidas en las Dispos1c1ones para el aprovechamiento de gas para dar segwmiento

al programa de aprovechamiento . f g) Mecanismos de medición, de la producción de Hidrocarburos w

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la informac1on presenta.por el Contratista Oeut~che ~ Erdoel México S. de R.L. de C.V. respecto de la propuesta de tos Mecanismos de Medición para el Are?. ,

1 • • '/A,L 777

Dictamen Tecmco del Pian de Desarrollo para ta Ex/racc,on de Hidrocarburos• Contrato CNH-A4.OGARRIOl2018 "'7 67

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Contractual Ogarrio en la solicitud de aprobación de su Plan de Desarrollo, la cual consiste en utilizar Sistemas de Medición Fiscal para el Petróleo y Gas Natural en dos etapas; en el que para la Fase I para el caso del Petróleo y el Gas ,seguirán midiendo a través de los Puntos de Medición Provisional, aprobados mediante resolución ·cNH-E.11.002/:18, con sistemas de medición de fluido en Tanques Verticales ubicados en tas Baterías de Separación Ogarrio 2 (TV-4 y TV-5) y Ogarrio 5 (TV-1) y para el Gas en las· descargas de los Rectificadores Verticales RVGBP en la Batería de Separación Ogarrio 2 y en las descargas de los rectificadores verticales de grupo TAG RVG1, RVG2, RVGBP3 y RVGBP4 ubicados en la Bateria de Separación Ogarrio 5. Para la Fase H y para el caso del Petróleo producido, propone Sistemas de Medición fiscal será el sistema MTCA-APCP-PDLV (PA-900) ubicado a la salida de ta Planta Deshidratadora La Venta a partir del período de septiembre de 2019 en adelante, para el caso del Gas Natural en esta Fase II propone Sistemas de Medición con tecnologia de presión diferencial tipo Placa de orificio ubicado a la salida del Complejo Procesador de Gas La Venta TAG MTCG-APCP--CPGLV-PO-2015, • en el periodo de.septiembre de 2019 en adelante. Comprometiéndose con esto a las fechas de ejecuc1ón y entrega de acuerdo a los cronogramas de actividades presentados para la Fase I y Fase ll, revisados y evaluados para el cumplimiento de la 1mplementacióJ1 de los Mecanismos de Medición, en los términos que establecen los L TMMH, cumpliendo así con la normativIdad vigente para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse.

Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de Medición y los Sistemas de Medícíón, se consideran técnicamente viabres las actividades propuestas por el Contratista, conforme a la evaluación de los Mecanismos de Medición del presente Dictamen, en atención a las sIguIentes consideraciones.

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

a} Se llevó a cabo la evaluación de los· Mecanismos de Medición propuestos por el· Contratista para el Plan de ~esa~rollo, en términos de artículo 43 de los L TMMH, del cual se concluye.

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los requisitos establecidos en los L TMMH, en particular el contenido referido en los artículos 9, 19, 21, 22, 23, 25, fracción 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 37, y 42.

ií. Se analizó la inform;ción proporcionada por el Contratista respecto a la Gestión y Gerencia de la ~ Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para poder continuar con la implementación de un Sistema de Gestión en base al programa cálendarizado enviado y al contenido íntegra! del artículo 44 de los LTMMH, el cual deberá ser implementado en los términos referidos en el articulo - .

iii.

ív.

42 de los L TMMH. . -

Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los mismos son congruentes con el Plan de Desatrollo propuesto por el Contratista.

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los L TMMH se solicitó la opinión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de Medición mediante el Oficio A 250 0073/2019 de fecha 27 de febrero de 2019, a lo cual mediante Oficio 352-A-019 con fecha del 1 f l f-'.

de marzo de 2019, se respondió que está de acuerdo con la ubicación de·los puntos de medición propuestos por el Contratista para el Área Contractual Ogarrio, manifestando que esta opinión tiene las siguientes consideraciones, toda vez que el Contratista prevé dos élapas dentro de la propuesta del Plan, una denominada etapa de acondicionámíento infraestructura ,y otra denominada etapa futura: "(í) de c;onformidad con lo establecido en el artículo 6 de los Líneamientos, se asegure la aplícacíón de las mejores prácticas y estándares internacionales de la índustr_ia en la medicíón de hidrocarburos: (iü observar lo establecido en el Manual de Medición de Pf!tróleo del lnstitu'Zl/~

Dictamen Técn,co del Plan de Desarrollo paro la Extracc,on de H1drocwburos • Contrato CNH•A4.OGARRIO/2018 v7 7"'7 7

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Amerfcano del Petróleo para /os procedimientos de medición previstos en el articulo 8 de los Lineamientos; (iii) de éjJCUerdo a fo señalado en el artículo• 28 de los Lineamientos, que los hidrocarburos a evaluar en el punto de medición cumplan con· 1as condicíone·s de mercado o comerciales, en virtud de las caraciensticas de los hidrocarburos extraídos, observando en todo momento lo indicado en este artículo; (,v) •e conformidad a fo señalado en las fraccíoner; 1, V y VI 1, del artículo 47 de los Lineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales e

,internacionales que correspondan y en caso de no existir normativldad nacional, se apliquen los ·estándares internacionales señalados en el Anexo 11 de dichos Lineamientos, y (v) dado que en los puntos .de rnedicion propuestos convergerán distintas corrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera preve~ Ja incorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.·

En atención al contenido de dicha opinión, se advierte que los Puntos de Medición propuestos por el Contratista, cumplen con las dispos1c1ones previstas en los L TMMH en dichos Puntos de Medición conforme al articulo 42 de los l TMMH; por lo cual se advierte qoo dicha Secretaría a está de acuerdo con los Puntos de ·Medición propuestos · ·

b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de Medición y fo estipulado en el articulo 46 de los Lineamientos Técnicos se establece lo siguiente·

a. · _Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de los Hidrocarburos en los Puntos de Medición, asi como fa Medición Operacional, de Transferencia y Fiscal la misma se encuentra definida en l.as figuras 1, 2, 3 y 4 para las Fases I y JI, del presente dictamen;

b. Se determina que se deberá dar seguimiento puntual a los presupuestos dé estimación de incertidumbre una vez que sean elaborados los correspondientes a los Sistemas Operacionales. así como los correspondientes a la Fase ll; en donde para el caso de los Puntos de ·Meqición la Incertidumbre expandida de los Sistemas de Medicíón para el Gas Natural no debefá ser mayor al 1% y para el caso del Petróleo, la incertidumbre de los Sistemas de Medición no deberá ser mé;lyor al '0.3%. Lo anterior dando cumplimiento a los valores de Incertidumbre y parámetros de calidad .referidas en los artículos 28 y 38 de los L TMMH'para !os Sistemas de Medición instalados y a instalar;

c.. Deberá dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición a la Comisión conforme al, artículo 48 de los L TMMH;

d. Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, se propone aprobar el programa de los Dlagnósticos Metrológicos presentado por parte del Contratista, en términos del apartado XI de los L TMMH, de los cuales deberá enviar los resultados entregados por él o los diagnosticadores que realizan la actividad, así como et programa de atención a los hallazgos resultante de los diagnósticos; ·

e. En cuanto a la determinación y asig"nación de los volúmenes para el Área Contractual Cárdenas Mora en los Puntos de Medición y conforme a los Mecanismos, el Contratista cj'eberá realizarla en los términos manifestados y evaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, y

f. La información del balance y producción de Petróleo, Gas Natural y Condensado deberá· presentarse en los formatos 'definidos por la CNH, en.el Anexo l de los Lineamientos, los cuales deberán entregarse firmados y validados por el Responsable Oficial. ~

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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos• Contrato CNH-A4.OGARRIO/2018

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X.. Recomendaciones.

Adicionalmente, y derivado del anátisis tecnico realizado a la información presentada por el Contratista se . estima necesario ·realizar las siguientes recomendaciones:

Acelerar las actividades pé\ra actualizar ei modelo estático de los yacimientos, así como las pruebas piloto de myección de agua, con el obJet\vo de implementar el método de recuperación adicional al primario; y así asegurar e! mantenimiento de presión del yacimiento. /

Cabe mencionar, en el supuesto de que el Contratista deéída implementar algún método de recuperación secundaria o meJorada pará la extraccion de hidrocarburos del Área' Contractual en comento, deberá observar y atender lo dispuesto en los Lineamientos técmcos en materia de recuperación secundaria y mejorada tos cuales fueron publicados en el Diario Oficial de la Federación el 22 de noviembre del 2018. Asimismo, esta Comisión le dará seguimiento a! cumplimiento de dtchos lineamtentos.

Esta Comisión observa que ek mantenimiento de presión en estos yacimientos, derivado del grado de explotación en la que se encuentran, es un elemento crucial en la maximización del factor de recuperación fina!, lo antenor debido a que, en caso de no hac.erlo, el avance del acuífero cubrirá zonas de aceite que no podrá recuperarse mediante la implementación de recuperación pnmaria y secundaria.

Administrar el ritmo de vaciamiento, así como dé las actividades de.desarrollo de las formaciones Mioceno· y Plioceno correspondientes al Área Contractual, lo anterior considerando que el campo se encuentra en declinación debido a la disminución de presión como resultado del volumen extraído de hidrocarburos, dando como·resultado el avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite y la disminución de la ventana operativa de aceite, lo cual podría afectar la estrategia de desarrollo a largo plazo Una vez que se apruebe el Plan de Desarrollo del Area Contractual CNH-A4,OGARRIO!2018 Campo Ogarrio, el Contratista deberá actualizar los Programas Anuales de Trabajo correspondientes, · ·

Dar seguimiento al comportamiento de los pozos que se ven afectados .por la irrupción de gas, presentándose as.í diversos fenómenos tales como el autoabastectmiento y el incremento de la producción de aceite por un periodo limitado de tiempo previo a la irrupción de gas de forma abrupta en estos (engasamiento}, por tal motivo, es imperante que el Contratista prevea el segu¡miento del comportamiento de los pozos mediante el análisis de la producción de aceite y gas, con lo cual podrá identificar el momento oportuno para el cierre de estos en concordancia con la máxima RGA a la cual podrán operar los pozos.

Estrangular y/o cerrar los pozos con alta RGA y hacer !as reparaciones de pozos conforme al pronóstico de invasión de gas, determinado mediante el anallsis del avance de! con.tacto gas-aceite. la máxima RGA deberá ser determinada por pozo, mediante el anál1s1s de curvas de producción, asegurando con esto·!a max1mización de la recuperación de los hidrocarburos Su .actualización, incluyendo sus curvas de comportamiento, deberán reportarse en los Informes Trimestrales.

Finalmente, ·se estíma conveniente reiterar que el análisis que denva en la opinión técnica expuesta en el r· presente Dictamen se realizó con base en la información que obra en el expediente 5S.7.DGDE.0154/2018 DICTAMEN PLAN DE DESARROLLO CONTRATO CNH-A4_.OGARR!O/2018 entregada por el Contratista a la Comisión, durante el proceso de evaluación de la solicitud de modificación al Plan de DesarroHo del

Área Contractual CNH-A4.0GARRl0/2018 Campo Ogamo .#;-.-". Elaboró Elaboró

~ lng. Elvis Edward Fragoso Rivera lng. tJ sé " redo Fuen~es Serrano#f

Dfréctor de Área Subdirector de Area Direccion General de Dictamenes de Extracción D1recc1ón General de Medición -··¡12-

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos• Contrato CNH-A4.OGARRTO/2018 t 70

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Elaboró

Mtra. Bertha Leonor Frías García Directora General Adjunta

Dirección General de Estadística y Evaluac1on Económica

sar rejo Martinez

ector General

D rección Gen. al de Dictámenes de Extracción

Elaboró

lng. Fernando. Tremari Romero Subdirectora de Área

Dirección General de Comercialización de Producción

or o Gallardo Medina ;:.tor r.,eneral Adjunto

lng. Samuel Camacho Romero

· Director General AdJunto Dirección General de Comercialízación de

Producción

...

iu1k,í Mena Velazquez

Titular Unidad Técnica de Extracción

Los firmantes del presente Dictamen lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de !o establecido en los artículos 19, 29, 31, 31 BIS y 35 del Reglamento Interno de la Com1stón Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación.' de la modificación al Plan de desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos del Área Contractual CNH-A4.OGARRlO/2018 Campo Ogarrio.

Dictamen Técnico del Plan de Deserrol/o pata la Extraccron d_e Hrdrocarburos • Contrato CNH-A4.OGARR!Ol2018

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