Dictamen Técnico de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

MOfU5vZIpjol4jYH2RXhzBGedXXye0vwJwku1kQJc05sgeSrbQJa8+AbSEWMH4tAcshkHkBLq/fUE1wZzechdOKNOpugB2rhU/UKqmkltCDB/6cnJqxAmNTbJzUhkw ESPPTqOXOE0nOqfkqEMq31RQXDVaZDwkNbrVKdk0NCeajSdFIjEUjrK/IZ0U58aesHL936WOGvu17WuKeHSW0ptKgnc8c7GtCaqPq9IBd5zcPeDW8DaUuYM820In hdaSBIFuiVFvaiWr64/yNQPN8+R1JOMJ4CPv5nHATgTwDbrAjWrylA1RvGRGMOL6ndK2E+xVbaD873OreZ2NP8zisnZQ==

5. Evaluación económica del proyecto. 30

VI. Mecanismos de Revisión de la Eficiencia Operativa en la Extracción y Métricas de Evaluación del Plan de Desarrollo 33

VII. Sistema de Administración de Riesgos 38

VIII. Programa de cumplimiento de Porcentaje de Contenido Nacional, Capacitación y Transferencia de Tecnología 39

IX. Sentido del Dictamen Técnico 39

a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país 39

b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables 40

c) Reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos 40

d) Promover el desarrollo de las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en beneficio del país 40

e) La utilización de la tecnología para la exploración y extracción de hidrocarburos, que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables 40

f) Procurar el aprovechamiento del Gas Natural 41

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos 42

X. Recomendaciones 43

XI. Conclusiones 43

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I. Elementos Generales del Plan de Desarrollo

El Plan Modificado considera un período desde febrero de 2024 hasta noviembre de 2040, que corresponde con el límite contractual. Lo anterior es motivado por las variaciones en el comportamiento de la producción y los ajustes a la estrategia de desarrollo originados por la actualización del modelo del yacimiento.

De acuerdo con la información presentada por Eni México (en adelante, Operador), el Plan Modificado considera:

1. Perforar 12 nuevas localizaciones, 13 terminaciones, ejecutar tres Reparaciones Mayores (en adelante, RMA) y una Reparación Menor (en adelante, RME). Asimismo, considera el abandono de 33 pozos, así como el desmantelamiento de la infraestructura asociada.

2. Inversiones y gastos operativos por 1,066 y 4,669 millones de dólares estadounidenses (MMusd), respectivamente.

De esta manera, el Operador señala que la propuesta de modificación mantiene como objetivo optimizar el Plan de Desarrollo y recuperar un volumen, entre febrero de 2024 y noviembre de 2040, de 163.1 millones de barriles (MMb) de petróleo y 88.1 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) de gas hidrocarburo.

II. Identificación del Operador y del Área Contractual

El Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos CNH-R01-L02- A1/2015 (en adelante, Contrato) se celebró el 30 de noviembre de 2015, bajo la modalidad de Producción Compartida, con vigencia de 25 (veinticinco) años a partir de la Fecha Efectiva 1. Las partes relacionadas son:

1. Estados Unidos Mexicanos, por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión); y

2. Eni México, S. de R.L. de C.V. (en adelante, Operador), que es una sociedad mercantil constituida y con personalidad jurídica de acuerdo con las leyes de los Estados Unidos Mexicanos, cuyo objeto social es la exploración y extracción de hidrocarburos.

Los datos generales del Contrato se presentan en la Tabla 1. Cabe señalar que, en caso de que el Operador esté al corriente de las obligaciones señaladas en el Contrato, éste podrá solicitar a la Comisión hasta dos prórrogas, cada una de hasta cinco años.

1 En el entendido de que continuarán vigentes aquellas disposiciones que -por su naturaleza- tendrán que cumplirse después de la terminación del Contrato. Incluyendo las relativas al

AUTOaRIbZÓandono, a la indemnización y a la seguridad industrial y protección al medio ambiente.

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Tabla 1. Datos generales del Contrato (Fuente: Comisión con datos del Contrato).

Localización	Aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas de Tabasco (tirante de agua de 10 a 40 m)
Área contractual	A1
Superficie total (km2)	67.203
Fecha de emisión / firma	30 de noviembre de 2015
Vigencia	30 de noviembre de 2040 (25 años)
Tipo de contrato	Extracción de Hidrocarburos modalidad de Producción Compartida
Operador (participación)	ENI México, S. de R.L. de C.V. (100%)
Profundidad para extracción	Con restricción sólo en el Polígono B del Campo Tecoalli: Excluye a las formaciones que forman parte del Campo donde se ubican los objetivos xxx xxxx Tecoalli-1001
Campos	Amoca, Miztón y Tecoalli

El Área Contractual se encuentra distribuida en los polígonos que se presentan en la Figura 1 y la Tabla 2.

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AUTORIZÓ

Figura 1. Ubicación del Área Contractual (Fuente: Comisión).

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Tabla 2. Vértices del Área Contractual (Fuente: Comisión).

Campo	Vértice	Oeste (Longitud)	Norte (Latitud)	Vértice	Oeste (Longitud)	Norte (Latitud)
Amoca	1	93° 52’ 30’’	18° 21’ 30’’	10	93° 53' 00"	18° 19’ 30’’
	2	93° 52’ 30’’	18° 21’ 00’’	11	93° 53' 30"	18° 19' 30’’
	3	93° 51’ 30’’	18° 21’ 00’’	12	93° 53' 30"	18° 20' 00’’
	4	93° 51’ 30’’	18° 20’ 30’’	13	93° 54' 00"	18° 20’ 00’’
	5	93° 51’ 00’’	18º 20’ 30’’	14	93° 54' 00"	18° 21' 00’’
	6	93° 51’ 00’’	18° 20’ 00’’	15	93° 53' 30"	18° 21' 00’’
	7	93° 50’ 30’’	18° 20’ 00’’	16	93° 53' 30"	18° 21' 30’’
	8	93° 50’ 30’’	18" 19’ 00’’	-	-	-
	9	93° 53' 00"	18' 19' 00’’	-	-	-
Miztón	1	93° 46’ 30"	18° 25’ 30’’	10	93° 48’ 00’’	18° 23’ 00’’
	2	93° 46’ 30"	18° 25’ 00’’	11	93° 48’ 30’’	18° 23’ 00’’
	3	93° 46’ 00’’	18° 25’ 00’’	12	93° 48’ 30’’	18° 24’ 00’’
	4	93° 46’ 00’’	18° 23’ 30’’	13	93° 48’ 00’’	18° 24’ 00’’
	5	93° 47’ 00’’	18° 23’ 30’’	14	93° 48’ 00’’	18° 24’ 30’’
	6	93° 47’ 00’’	18° 23’ 00’’	15	93° 47’ 30’’	18° 24’ 30’’
	7	93° 47’ 30’’	18° 23’ 00’’	16	93° 47’ 30’’	18° 25’ 30’’
	8	93° 47’ 30’’	18º 22’ 30’’	-	-	-
	9	93° 48’ 00’’	18º 22’ 30’’	-	-	-
Tecoalli Polígono A	1	93° 41’ 30’’	18º 25’ 00’’	9	93° 42’ 00’’	18° 29’ 30’’
	2	93° 42’ 30’’	18º 25’ 00’’	10	93º 39’ 30’’	18° 29’ 30’’
	3	93° 42’ 30’’	18º 25’ 30’’	11	93º 39’ 30’’	18° 29’ 00’’
	4	93° 43’ 00’’	18º 25’ 30’’	12	93º 41’ 00’’	18° 29’ 00’’
	5	93° 43’ 00’’	18° 28’ 00’’	13	93° 41’ 00’’	18° 26’ 00’’
	6	93° 42’ 30’’	18° 28’ 00’’	14	93° 41’ 30’’	18° 26’ 00’’
	7	93° 42’ 30’’	18° 28’ 30’’	-	-	-
	8	93º 42’ 00’’	18° 28’ 30’’	-	-	-
Tecoalli Polígono B	1	93º 40’ 30’’	18° 27’ 00’’	7	93° 39’ 30’’	18° 28’ 00’’
	2	93° 41’ 00’’	18° 27’ 00’’	8	93° 40’ 00’’	18° 28’ 00’’
	3	93° 41’ 00’’	18° 29’ 00’’	9	93° 40’ 00’’	18° 27’ 30’’
	4	93° 39’ 00’’	18° 29’ 00’’	10	93° 40’ 30’’	18° 27’ 30’’
	5	93° 39’ 00’’	18° 28’ 30’’	-	-	-
	6	93° 39’ 30’’	18° 28’ 30’’	-	-	-

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Cabe señalar que, mediante el Oficio 220.0123/2023 del 8 de febrero de 2023, la Comisión emitió la constancia en términos de lo dispuesto en el artículo 25, fracción VIII de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (en adelante, LORCME), a través de la cual notificó al Operador la aprobación de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a esta Área Contractual (en adelante, Plan Vigente).

III. Relación Cronológica del Proceso de Revisión

La Figura 2 muestra el diagrama del proceso de evaluación, Dictamen Técnico y Resolución respecto de la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo presentada por el Operador para su aprobación.

Escrito

Eni México-OUT-0173/2024

Oficio

250.240/2024

Escrito

Eni México-OUT- 0233/2024

CNH

Presentación en OG

ENI → CNH

Presentación de la Solicitud de Modificación del Plan de Desarrollo

CNH → ENI

Prevención

ENI → CNH

Respuesta a la Prevención

28/02/2024 13/03/2024 02/04/2024 30/04/2024

Escrito Eni México – Out – 0316/2024 || 19/04/2024

CNH 🡪 SE: Oficios 260.0139/2024 y 260.0140/2024 || 08/04/2024 CNH 🡪 ASEA: Oficio 250.0339/2024 || 23/04/2024

CNH 🡪 SE: Oficio 250.132.2024 || 17/04/2024

Figura 2. Proceso de elaboración del dictamen (Fuente: Comisión).

El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del Dictamen Técnico de la propuesta de modificación al Plan de Desarrollo, involucró la participación de seis direcciones administrativas de la Comisión:

• Dirección General de Dictámenes de Extracción (en adelante, DGDE).

• Dirección General de Medición y Comercialización de la Producción.

• Dirección General de Prospectiva y Evaluación Económica.

• Dirección General de Reservas.

• Dirección General de Seguimiento de Contratos (en adelante, DGSC).

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• Dirección General de Supervisión de Campo y Contenido Nacional (en adelante, DGSCyCN).

Además, se consultó a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), quien es la autoridad competente para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y a la Secretaría de Economía (en adelante, SE), quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional.

Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:5S.7/0009/2024, Modificación al Plan de Desarrollo asociado al Contrato CNH-R01- L02-A1/2015, de la DGDE de esta Comisión.

IV. Criterios de Evaluación para la Emisión del Dictamen Técnico

Se verificó que las modificaciones propuestas por el Operador fueran congruentes y se alinearan a lo señalado en el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la LORCME con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y la estrategia del Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de Recuperación, el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos, en condiciones económicamente viables.

La Comisión consideró los principios y criterios previstos en los artículos 19, 22, 25, 26 y 59 de los “LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos”, publicados en el Diario Oficial de la Federación (en adelante, DOF) el 12 xx xxxxx del 2019 y reformados el 31 xx xxxxx y 20 xx xxxxxx, ambos del 2021 y el 27 de noviembre de 2023, respectivamente (en adelante, Lineamientos).

Adicionalmente, se realizó el análisis de la modificación al Plan de Desarrollo al amparo de lo establecido en los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (en adelante, LTMMH) publicados en el DOF el 29 de septiembre del 2015 y modificados por acuerdos publicados en el DOF el 11 de febrero y 2 xx xxxxxx, ambos de 2016, 11 de diciembre del 2017 y 23 de febrero del 2021, y las Disposiciones para el Aprovechamiento del Gas Natural (en adelante, Disposiciones Técnicas) publicadas en el DOF el 27 de noviembre de 2023.

Finalmente se verificó que la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción cumpliera con los requisitos establecidos en el artículo 22 de los Lineamientos, de lo cual se concluye que el Operador:

a) Presentó la información mediante el formato MP y el instructivo establecidos por la Comisión;

b) Adjuntó el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo;

c) Una tabla comparativa de los cambios que se proponen, así como la justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado con la información y nivel de detalle establecido en el Anexo II de los Lineamientos.

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V. Análisis del Cumplimiento de los Criterios de Evaluación

a) Motivo y justificación de la Modificación al Plan de Desarrollo

La modificación propuesta al Plan de Desarrollo se sustenta en los supuestos establecidos en el artículo 62, fracción VIII, XI, inciso a); ya que “El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, en el caso de que requiera reflejar los cambios técnicos o económicos que presenta el Plan aprobado”.

VIII. Las proyecciones del Operador indiquen que la meta de aprovechamiento de gas será alcanzada fuera del tiempo aprobado en el Plan Vigente.

Tabla 3. Variación de la MAG (Fuente: Comisión).

	2024	2025	2026	2027	2028	2029 - 2040
Plan Vigente	98.1 %	98.1 %	98.1 %	98.1 %	98.1 %	98.1 %
Plan Modificado	94.8 %	96.4 %	97.2 %	97.7 %	98.1 %	98.1 %
Variación (%)	- 3.3 %	- 1.7 %	- 0.9 %	- 0.4 %	0 %	0 %

De acuerdo con el Operador, para los años de 2024 a 2027, la reducción de la meta se debe a libranzas programadas derivadas del mantenimiento a las instalaciones.

XI. Cuando el Área Contractual produzca 5,000 barriles o más promedio diario anual de Petróleo, se sujetará a lo siguiente:

a) Exista una variación del ± treinta por ciento o más del volumen a producir en un año respecto del volumen pronosticado para el mismo. Esto se presenta de manera sostenida a lo largo de todo el periodo restante, mostrándose como ejemplo Tabla 4 el año 2024.

Tabla 4. Comparación de la Producción de aceite del Plan Vigente y Modificado (Fuente: CNH e información presentada por el Operador).

Periodo	Volumen de aceite (MMb)
Plan Vigente (A) 2024-2026	27.2
Plan Modificado (B) 2024-2026	13.1
Variación (%) = (B / A – 1) x 100	- 52 %

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De acuerdo con el Operador, la disminución de la producción se debe a una irrupción temprana de agua en el yacimiento del Campo Amoca, aunado a una declinación más acentuada, condiciones de menor productividad xx xxxxx y una menor continuidad lateral del yacimiento Cinco Presidentes.

b) Características Generales y Propiedades de los Yacimientos

Las principales características geológicas, petrofísicas, propiedades de los fluidos y Yacimientos del Contrato se muestran en la Tabla 5, incluyendo únicamente aquellos registros con variaciones respecto de los valores presentados en el Dictamen del Plan Vigente.

Tabla 5. Características generales de los Yacimientos del Área Contractual (Fuente: Comisión con información del Operador).

Yacimiento	Cinco Presidentes Amoca (CPA)	Orca 2 Amoca (O2A)	Orca Deep Amoca (ODA)	Orca Este Amoca (OEA)	Orca Oeste Amoca (OOA)	Orca 2 Miztón (O2M)	Orca 2 Tecoalli (O2T)
Inicio de producción	2022	2022	2023	-	0000	0000	0000
Pozos
Productores	2	1	1	0	1	7	0
Cerrados con posibilidades	0	0	0	0	0	0	1
Cerrados sin posibilidades	2	0	0	0	0	1	1
Taponados	0	0	0	0	0	0	0
Propiedades petrofísicas
Swi (%)	17.5	22.1	19.4	26.9	24.7	49.4	45.3
Sw actual (%)	18.0	22.4	22.6	26.9	25.9	51.3	45.3
Porosidad promedio (%)	21.0	26.0	29.0	28.0	28.23	21.0	24.0
Espesor neto promedio (m)	107	59	43	30	83	138	16
Relación espesor neto/bruto	0.65	0.80	0.90	0.57	0.69	0.66	0.29

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c) Volumen Original y Reservas de Hidrocarburos

Con base en los resultados observados para la estrategia de extracción implementada, el Operador presenta la siguiente actualización en los volúmenes y reservas de los Campos.

1. Evolución histórica del volumen original de hidrocarburos

El volumen original del Área Contractual documentado en el Plan Modificado es de 1,184 MMb de aceite y 580 MMMpc de gas, presentando una reducción respecto a las cifras oficiales de Reservas al 1 de enero de 2023 de 427 MMb y 222 MMMpc.

En las Figuras 3 y 4 se presenta el volumen original de aceite y gas documentado en las cifras oficiales Reservas, así como la propuesta de Modificación al Plan de Desarrollo.

Volumen original de aceite (MMb)

1,600 1,600 1,676 1,611 1,611

223

466

223

466

304

345

313

1,184

120

911

1,027

985

1,012

2019 2020 2021 2022 2023 MPDE

Probada Probable Posible

Figura 3. Evolución del volumen original de aceite (Fuente: CNH con información del Operador).

Volumen original de gas natural (MMMpc)

753

757

873

429

496

500

546

168

245

190

138

137

802

580

2019 2020 2021 2022 2023 MPDE

Probada Probable Posible

Figura 4. Evolución del volumen original de gas (Fuente: CNH con información del Operador).

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2. Evolución histórica de las Reservas

De acuerdo con la estrategia presentada en el Plan Modificado, se esperan recuperar 163.1 MMb de aceite y 88.1 MMMpc de gas entre febrero de 2024 y noviembre de 2040. Esto representa una reducción de 273 MMb y 172 MMMpc, respecto a las cifras oficiales de Reservas al 1 de enero de 2023.

La evolución histórica de las Reservas se muestra en las Figuras 5 y 6.

565

153

563

153

587

564

553

206

198

196

291

299

269

271

122

119

280

109

100

Reservas de aceite (MMb)

2019 2020 2021 2022 2023 MPDE

Probada Probable Posible

Figura 5. Evolución histórica de las Reservas de aceite (Fuente: CNH con información del Operador).

103

106

125

121

163

137

136

114

115

Reservas de gas natural (MMMpc)

358 331 321

294 293

149

2019 2020 2021 2022 2023 MPDE

Probada Probable Posible

Figura 6. Evolución histórica de las Reservas de gas (Fuente: CNH con información del Operador).

A su vez, esto implica ajustes sobre el Factor de Recuperación (Fr) esperado, como se muestra en las Figuras 7 y 8.

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Fr esperado

de aceite (%)

Cifras oficiales al 1 de enero de 2023 Modificación al Plan de Desarrollo para

la Extracción

1P 2P 3P

Figura 7. FR final de aceite (Fuente: CNH con información del Operador).

Fr esperado de gas (%)

Cifras oficiales al 1 de enero de 2023 Modificación al Plan de Desarrollo para

la Extracción

1P 2P 3P

Figura 8. FR final de gas (Fuente: CNH con información del Operador).

d) Alternativas Evaluadas para el Plan de Desarrollo Modificado

El Operador evaluó dos alternativas de desarrollo, considerando la actualización a los modelos de los yacimientos para optimizar las condiciones actuales de producción y maximizar la recuperación de hidrocarburos, así como la rentabilidad del proyecto. La descripción de ambas alternativas se presenta en la Tabla 6.

De esta manera, el Operador seleccionó la Alternativa 2 para la Modificación.

Tabla 6. Comparativa de las Alternativas Analizadas por el Operador2 (Fuente: Comisión con información del Operador).

Características	Alternativa 1	Alternativa 2 (Seleccionada)
Metas físicas (Número)
Perforación xx xxxxx de desarrollo	12	12
Terminación xx xxxxx de desarrollo	12	13
RMA	3	3

AUTO2RCIZoÓnsiderando el periodo de 2023 a 2062

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Características	Alternativa 1	Alternativa 2 (Seleccionada)
RME	1	1
Ductos	3	3
Instalaciones	2	2
Recuperación estimada
Aceite (MMb)	155.0	163.1
Gas (MMMpc)	85.4	88.1
Costo del Proyecto
Inversiones (MMusd $)	778	827
Gastos de Operación (MMusd $)	4,669	4,669
Abandono Estimado (MMusd $)	238	239
Indicadores económicos
VPN AI (MM US$)	2,936	3,264
VPN DI (MM US$)	679	875
VPI (MM US$)	677	730
VPN/VPI AI	4.3	4.5
VPN/VPI DI	1.0	1.2

Nota:

a. Se incluyen todos los costos estimados para el abandono.

b. Las cifras pueden variar por redondeo.

Finalmente, las Figuras 9 y 10 presentan la comparativa de los pronósticos de producción de aceite y gas para las Alternativas, con corte al Limite documentado por el Operador.

qo (Mbd)

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

Alternativa 2 Alternativa 1

Figura 9. Pronóstico de producción de aceite de las alternativas (Fuente: CNH con

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información del Operador).

qg (MMpcd)

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

Alternativa 2 Alternativa 1

Figura 10. Pronóstico de producción de gas natural de las alternativas (Fuente: CNH con información del Operador).

e) Comparativo del Plan Vigente respecto del Modificado

1. Actividades y pronósticos de los Planes

En la Tabla 7 se muestra la comparación entre lo que se consideró programado en el Plan Vigente respecto de lo que fue ejecutado por el Operador, así como lo que se propone en el Plan Modificado.

Tabla 7. Comparativa del Plan Vigente, las actividades realizadas y el Plan Modificado3 (Fuente: Comisión con información del Operador).

Concepto	Unidades	Plan vigente	Real3	Remanente	Plan Modificado
Concepto	Unidades	2022 – 2040	2022 – 2024	Remanente	2024 - 2040
Perforación 4	Número	17	6	11	12
Terminación4		17	6	11	13
RMA		6	3	3	3
RME		1	0	1	1
Infraestructura		2	0	2	2
Ductos		3	0	3	3
Costo total 5	MMusd $	6,501.1	1,300	5,201.1	5,653.7

Nota 1: Las cifras pueden no coincidir por redondeo. Nota 2: Paridad 17.8 pesos/usd.

3 Considerando el periodo hasta 2034 para los planes y entre 2020 octubre de 2023 para las actividades realizadas.

4 En el Plan Modificado se considera la perforación y terminación de ocho pozos productores y tres inyectores en Amoca, así como de un pozo productor en Tecoalli. Asimismo, se plantea la recuperación xxx xxxx Tecoalli- 2DEL, que únicamente será terminado.

AUTO5RIIZnÓversiones y gastos de operación del Plan Vigente referidos a MMusd @ 2024.

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2. Producción

El comportamiento de la producción estimada en el Plan Vigente y el Plan Modificado, respecto de los valores históricos reportados por el Operador a la Comisión, se muestra en las Figuras 11 y 12, señalando que la diferencia entre los pronósticos se debe, principalmente, a la actualización de los modelos de los yacimientos y al comportamiento de la producción.

100

qo (Mbd)

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

Plan Modificado Real Plan Vigente

-97.7

-6.9

Diferencia (MMb)

163.1

260.8

12.7

19.6

Volumen (MMb)

MPDE 2024-2040

PDE 2024-2040

Real 2022-2024

PDE 2022-2024

Aceite

Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

Figura 11. Histórico y pronósticos de producción de aceite del Plan Vigente y Plan Modificado (Fuente: CNH con información del Operador).

qg (MMMpcd)

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

Plan Modificado Real Plan Vigente

AUTORIZÓ

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Gas	PDE 2020-2023	Real 2020-2023	PDE 2024-2040	MPDE 2024-2040
Volumen6 (MMMpc)	15.6	13.8	143.9	88.1
Diferencia (MMMpc)	-1.8		-55.8

Nota: Las cifras pueden no coincidir por redondeo.

Figura 12. Histórico y pronósticos de producción de gas del Plan Vigente y Plan Modificado (Fuente: CNH con información del Operador).

f) Análisis técnico del Plan Modificado

1. Elementos del modelo de los yacimientos

Se identifica una reinterpretación de los diferentes elementos geológicos asociados al modelo de los yacimientos, lo que impacta en la determinación de los Volúmenes Originales del Área Contractual. En ese contexto, el Operador señala, entre otros, los siguientes factores:

1. En el campo Amoca se identificaron diferencias en la composición y estructura de las arenas entre los bloques Este y Oeste, lo que llevó a una actualización en los modelos estructurales y sedimentológicos.

2. Los modelos geológicos y petrofísicos se actualizaron para reflejar mejor las condiciones reales del subsuelo, basándose en análisis actualizados de porosidad y permeabilidad. Esto provocó cambios en la interpretación de las facies y la distribución de porosidad en los campos Miztón y Tecoalli.

3. Los resultados de las perforaciones han afectado la interpretación de la extensión del yacimiento. Tal es el caso del Campo Amoca, donde los resultados observados en los pozos han implicado la reinterpretación de la estructura y la extensión de las arenas asociadas.

4. La llegada temprana de agua y una declinación más rápida de la presión respecto de lo previsto en los xxxxx xxx xxxxx Amoca pueden ser indicativos de una menor área de drene asociada.

5. La respuesta de los yacimientos a la inyección de agua en los Campos Miztón y Amoca, donde se ha observado una irrupción previa a lo inicialmente previsto.

En su conjunto, los elementos descritos, han resultado en una reducción del volumen original asociado a los yacimientos, sus reservas y producción esperada.

AUTO6RISZóÓlo se considera el gas reportado como hidrocarburo.

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2. Perforación xx xxxxx

Los pozos de desarrollo que documentó el Operador en el Plan Modificado se mantienen en los mismos términos que fueron señalados para los pozos tipo en Plan Vigente, realizando actualizaciones en profundidad y materiales de terminación que no generan cambios substanciales respecto de los estados mecánicos aprobados.

3. Método de Recuperación Secundaria o Mejorada

El Método de Recuperación Secundaria documentado el Plan Modificado se mantiene en los términos aprobados en el Plan Vigente. Sin embargo, es importante señalar que, con base en los resultados obtenidos durante la implementación del proyecto, se han realizado adecuaciones al diseño inicial con base en los modelos actuales de los yacimientos (que cuentan con ajustes a los volúmenes originales, distribución de propiedades y objetivos geológicos).

En ese contexto, el Operador ajustó las Reservas asociadas al proyecto de recuperación secundaria a la baja, a la vez que cambió la conceptualización xxx xxxx Amoca-10, que pasó de ser inyector a productor, y adelantó la terminación xxx xxxx Amoca-23.

4. Infraestructura

En términos generales, el Operador mantiene la infraestructura en los mismos términos aprobados para el Plan Vigente, que se centra en los siguientes elementos:

1. Una unidad flotante de procesamiento y almacenamiento de la producción (en adelante, FPSO por sus siglas en inglés).

2. Tres plataformas (Amoca WHP1, Amoca WHP2 y Tecoalli Monopodo).

3. Una instalación para recuperación de líquidos en tierra (en adelante, ORF por sus siglas en inglés), en San Xxxxx.

No obstante, el Operador plantea actualizar el FPSO para considerar la recuperación de condensados en la embarcación, considerando para ello tecnologías de refrigeración y separación de líquidos, conforme a la realización de estudios para identificar la pertinencia de esta acción. Asimismo, en función de los resultados obtenidos en los estudios indicados, también se plantean cambios en los puntos de medición en el largo plazo, para adecuar la estrategia de comercialización asociada, considerando la mejora de las condiciones operativas en el área contractual.

g) Medición, Comercialización y Aprovechamiento de la Producción

Derivado de la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción y de conformidad con lo establecido en los LTMMH, la Comisión analizó y evaluó la información presentada por el Operador, identificando que estas se mantienen conforme a lo aprobado, respecto a la implementación de los Mecanismos y Puntos de Medición

AUTORIZÓ

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propuestos para el Contrato, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación en materia de Medición de Hidrocarburos.

1. Mecanismos de Medición de la Producción de Hidrocarburos

Se llevo a cabo el análisis y evaluación técnica de la información presentada por el Operador, respecto a la implementación de los Mecanismos y Puntos de Medición propuestos para el Contrato, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación en materia de Medición de Hidrocarburos.

Como parte de su propuesta, el Operador planteó la estrategia de la implementación de los Mecanismos de Medición para los hidrocarburos líquidos y gaseosos, se mantienen conforme al recorrido de los hidrocarburos producidos desde el pozo hasta los Puntos de Medición aprobados mediante las Resoluciones CNH.E.45.001/18 del 31 de julio del 2018, CNH.E.35.008/19 del 28 xx xxxxx del 2019, CNH.E.24.005/2022 de 22 xx xxxxx del 2022 y Oficio 220.0123/2023 de fecha 8 de febrero del 2023. Cabe señalar que el Punto de Medición de Petróleo ubicado en el FPSO Miamte MV-34 identificado con TAG ZZZ-7155 se mantienen conforme a lo aprobado en el Plan de Desarrollo vigente.

Asimismo, el Operador manifestó en su propuesta que el Punto de Medición provisional de Gas aprobado, ubicado en la ORF (Onshore Receiving Facilities) identificado con TAG FIT-013, pase hacer el Punto de Medición para Gas (Medición Fiscal) a partir de finalizar el tercer trimestre de 2024, como se indica en la Figura 13, cumpliendo con los parámetros de calidad e incertidumbre establecidos en los artículos 28 y 38 de los Lineamientos de Medición (en adelante, parámetros de calidad e incertidumbre).

Figura 13. Cronograma de Actividades, Punto de Medición de Gad (Información proporcionada por el Operador).

La finalidad de este cambio en la clasificación de la medición obedece a que el Operador manifiesta tener mayor certeza en las mediciones en el medidor tipo Ultrasónico, además de poder medir exclusivamente el flujo en fase monofásica de gas producida de los

AUTOcRIaZÓmpos Amoca-Mizton-Tecoalli. Así mismo y conforme a las obligaciones en materia de

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medición, no será necesario presentar una metodología que comprenda las compensaciones de la Calidad en el Punto para el Gas (CPG. La Venta), por lo cual, la nueva estrategia permitirá contar con un mayor control metrológico y estadísticos de los datos de producción, así como del comportamiento de los instrumentos de medición.

Respecto al Condensado producido por efectos de la presión y transporte del Gas desde el FPSO hasta las instalaciones en tierra (ORF), el Operador presenta dos estrategias para maximizar el valor de los Hidrocarburos y rendimiento de los proyectos, en la primera estrategia se plantea mantener el Punto de Medición provisional de Condensado, identificado con TAG FE-002 hasta el tercer trimestre del 2025, mientras realiza un análisis técnico para la viabilidad de incorporar en la línea de Gas los condensados generados por el transporte submarino desde el FPSO hacia la ORF y cuantificarlos en el Punto de Medición de Gas identificado con TAG FIT-013, dicho estudio deberá demostrar que los parámetros de Calidad y la Estimación de Incertidumbre no se vean afectados, y se cumpla con la regulación emitida en materia de medición de Hidrocarburos, para la cuantificación de volumen y Calidad obtenida en el Punto de Medición por tipo de fluido.

Si esta primera alternativa planteada por el Operador no es factible, se implementará una segunda estrategia en la cual se seguirá manteniendo el Punto de Medición provisional de Condensado identificado con TAG FE-002 hasta el segundo trimestre del 2028, mientras se lleva el análisis, estudios y gestiones necesarios para la factibilidad de la selección de una tecnología de medición que sea acorde para medir los condensados generados por el transporte submarino desde el FPSO hacia la ORF y cuantificarlos en el Punto de Medición de Gas identificado con TAG FIT-013 como flujo homogéneo, el cual deberá asegurar y demostrar que los parámetros de Calidad y Estimación de incertidumbre correspondientes no se vean afectados. Por lo antes mencionado, se presenta un programa de trabajo, con las actividades específicas a realizar, como se indica en la Figura 14.

El diseño e ingeniería de los sistemas de medición fueron seleccionados y desarrollados tomando en cuenta las características operativas del campo, considerando la regulación en materia de medición de Hidrocarburos y normatividad aplicable.

La finalidad del Operador es realizar las actividades necesarias para la correcta cuantificación del Gas producido, así como tener alternativas para el manejo y medición del Condensado, esta actividad estará sujeta a los resultados que se obtendrán de las pruebas a realizar, las cuales deberán de identificar las afectaciones que pudieran ocasionar los líquidos en la corriente de Gas. Cabe señalar que, de acuerdo con lo anterior, el Operador, manifiesta que la Estrategia que visualiza favorece la medición y el manejo de los Hidrocarburos producidos.

AUTORIZÓ

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Figura 14. Cronograma de Actividades (Información proporcionada por el Operador).

Es importante resaltar, que conforme a los resultados obtenidos en las viabilidades del manejo de los Condensados, si estos no favorecen a la medición del gas y se siguen presentando en la corriente gaseosa como flujo multifásico, afectando a la Medición Fiscal del Gas, se deberá de presentar para aprobación un Punto de Medición para el Condensado (Medición Fiscal definitiva) mediante una Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción en las que se considere la Implementación de los Mecanismos de Medición por el tipo de Hidrocarburos generados de los campos Amoca-Mizton-Tecoalli, así mismo se deberá considerar la actualización de los Procedimientos de Entrega Recepción para estos Condensados.

De esta manera, los puntos de Medición del Área Contractual se indican en la Figura 15.

AUTORIZÓ

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Figura 15. Puntos de Medición del Área Contractual (Información proporcionada por el Operador).

2. Producción y Balance

De acuerdo con la información presentada por el Operador, se manifiesta que para la medición de Petróleo se mantiene de conformidad con lo aprobado mediante el Oficio 220.0123/2023 de fecha 08 de febrero del 2023, mientras que para el caso del gas se proponen actividades en un cronograma para la transición hacia el Punto de Medición definitivo (medición fiscal), que de conformidad con las fechas propuestas por el Operador se prevé iniciar operación en el transcurso del tercer cuatrimestre de 2024.

Adicional a lo anterior, el Operador propone dos estrategias para la evaluación del Punto de Medición provisional de Condensado, la primera de ellas consiste en el análisis técnico sobre la viabilidad de la incorporación de condensados en la línea de gas, mediante la simulación de la generación de Condensados derivados del transporte de gas, contemplando la incorporación de las plataformas Amoca WHP2 y Tecoalli, en caso de que las pruebas salgan positivas y garanticen el cumplimiento de la incertidumbre sin afectar las características metrológicas respecto a la medición de gas en el medidor FIT- 013, de conformidad con el artículo 38 de los Lineamientos de Medición, el Operador someterá a aprobación de la Comisión la eliminación del Punto de Medición provisional de Condensados (tercer cuatrimestre de 2025).

AUTORIZÓ

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La segunda estrategia se llevaría a cabo en caso de que las pruebas antes mencionadas salgan negativas, por lo que se estudiará la factibilidad para la selección de la tecnología del elemento primario de medición en el Punto de Medición de gas FIT-013 que garantice el manejo de los condensados e incertidumbre máxima de 1%, de conformidad con los Lineamientos de Medición, de igual manera se sometería aprobación de la Comisión la eliminación del Punto de Medición provisional de Condensado (segundo cuatrimestre de 2028).

Respecto a lo anterior, es importante señalar que en caso de que las evaluaciones propuestas a realizarse en el Punto de Medición de gas sean negativas (no se cumpla en su totalidad lo establecido en los artículos 28, 29, 30, 31, 32 y 38 de los Lineamientos de Medición), y se presente flujo multifásico en la corriente gaseosa, se deberá someter a aprobación un Punto de Medición para los condensados generados en el transporte del FPSO a la ORF.

El Operador manifiesta que la filosofía de operación de los Hidrocarburos, así como el balance y determinación de calidad no se ve modificada, por lo que es técnicamente viable la propuesta del Operador.

3. Comercialización de la producción

Respecto a la Comercialización de crudo, se advierte que se realizará en la unidad naval FPSO MIAMTE MV-34. El crudo tiene como destino la venta en el mercado internacional mediante cargamentos alternados entre el Estado y el Operador de acuerdo con lo aprobado en los Procedimientos Entrega Recepción aprobados mediante resolución CNH.E.24.008/2022 o los que en su momento se encuentren vigentes.

En el caso del gas, éste tiene como destino final la venta de un gas enriquecido a PEP para carga de sus CPG mediante contratos de compraventa. La calidad esperada de los hidrocarburos a producir se describe en las Tablas 8 y 9.

Propiedad	Mínimo	Máximo
Crudo
API (grados)	24	31
Contenido de Azufre (%)	1.1	1.8
Gas
Peso molecular (kg/kmol)	21.3	23.8
CO2 (%mol)	0.36	0.42
Poder calorífico neto (BTU/pc) RIZÓ	1,130	1,280

Tabla 8. Rango de calidad del crudo y gas de 2024 a 2040 (Fuente: CNH con información del Operador).

AUTO

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Tabla 9. Composición del gas (Fuente: CNH con información del Operador).

Componente	Composición (%mol)
CO2	0. 30
N2	0.79
H2S	0.00
Metano	77.75
Etano	7.99

La estrategia comercial para el crudo incluye su procesamiento en el FPSO antes de la venta. El precio de venta del crudo por el Operador se basa en los marcadores de precios de la zona geográfica de destino, ajustados por un diferencial que puede ser positivo o negativo dependiendo de la calidad del petróleo.

En cuanto al gas, la estrategia comercial implica su venta a Pemex Exploración y Producción bajo un contrato de compraventa. El precio se determina con base en el marcador para gas húmedo dulce en el CPG La Venta, y se ajusta según la calidad en el punto de transferencia de propiedad. Este ajuste se realiza mediante un análisis cromatográfico del gas correspondiente al mes de facturación.

Es relevante mencionar que, aunque no existe una estrategia específica para la comercialización de condensados —ya que el yacimiento no los produce de forma natural—, se cuenta con un punto de medición provisional para condensados, aprobado por la resolución CNH.E.24.005/2022. Los condensados se generan debido a un fenómeno de enfriamiento en el transporte de gas por el ducto submarino entre el FPSO y la ORF. Allí, los condensados son separados, medidos individualmente, convertidos en energía y reintegrados a la corriente de gas, que posteriormente se comercializa como gas enriquecido. El Operador está evaluando mejoras en las instalaciones del FPSO para optimizar la recuperación de condensados y su integración en la corriente de crudo.

4. Programa de Aprovechamiento del Gas Natural

El Programa de Aprovechamiento del Gas Natural (en adelante, PAGN) está diseñado para maximizar el beneficio económico obtenido por los hidrocarburos, conforme a las mejores prácticas de la industria; enfocándose en evitar la quema innecesaria de gas, promoviendo su uso en la generación de energía y operación de maquinaria, así como en las instalaciones existentes.

El Operador señala que, en 2022 alcanzó una MAG del 80.3% y en 2023 una de 94.0%, debido a aspectos operativos y a la puesta en marcha del FPSO. En ese contexto, se configura el supuesto de la fracción VIII de los Lineamientos, al no haber alcanzado la AUTOmRIZeÓta propuesta en el Plan Vigente durante los años señalados, y estableciendo que a

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partir de 2027 se logrará mantener la MAG en 98%. Asimismo, indica que, a partir de 2024, los reportes de aprovechamiento de gas se realizarán en forma semestral, conforme a las Disposiciones vigentes.

De esta manera, el Operador actualiza la meta de aprovechamiento con el objetivo de maximizar el uso y aprovechamiento del Gas Natural con base a un Análisis Técnico económico realizado; considerando adecuaciones a las instalaciones para optimizar las condiciones existentes7 y futuras.

En las Tablas 10 a 13 se presenta la Meta de Aprovechamiento de gas mensual para los años 2024 a 2026, así como, la anual para los años 2024-2040. De igual manera, el Operador actualiza el valor máximo de la relación gas-aceite (en adelante, RGA) para el Campo Amoca, como se indica en la Tabla 14.

Tabla 10. Pronóstico del aprovechamiento de gas 2024 (Fuente: Operador).

Programa de Aprovechamiento de Gas

(PAGN)

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Gas producido

(GP, MMPCD)

31.9

29.6

31.9

32.5

35.5

36.5

35.8

35.7

34.7

32.8

31.2

Gas adicional

(GA, MMPCD)

Autoconsumo

(A, MMPCD)

8.4

8.2

8.7

Bombeo Neumático

(B, MMPCD)

Conservación

(C, MMPCD)

Transferencia

(T, MMPCD)

21.9

18.2

22.6

23.2

26.1

27.2

26.4

20.8

19.7

21.9

Gas Natural no Aprovechado

(GNA, MMPCD)

1.6

3.2

0.6

0.7

5.2

4.4

0.6

% de aprovechamiento

(%A)

Tabla 11. Pronóstico del aprovechamiento de gas 2025 (Fuente: Operador)

7 Además, el Operador documenta una actualización al PAGNA, considerando que el gas natural producido en el Área Contractual 1 es principalmente manejado y comercializado a través de un contrato de compraventa con PEMEX, y que es tratado y medido en las instalaciones del Operador antes de ser transferido. De esta manera, las condiciones operativas son influenciadas por periodos de mantenimiento y otras interrupciones (libranzas) en las instalaciones de PEMEX, que afectan la cantidad de gas que puede ser entregado y

AUTOaRpIZrÓovechado.

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Programa de Aprovechamiento de Gas

(PAGN)

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Gas producido

(GP, MMPCD)

33.1

32.6

32.9

31.9

30.1

30.0

30.5

30.3

30.2

30.0

29.9

Gas adicional

(GA, MMPCD)

Autoconsumo

(A, MMPCD)

8.9

8.0

8.8

8.6

Bombeo Neumático

(B, MMPCD)

Conservación

(C, MMPCD)

Transferencia

(T, MMPCD)

24.0

20.0

22.5

20.7

21.3

21.2

21.1

21.0

18.5

20.8

Gas Natural no Aprovechado

(GNA, MMPCD)

0.6

4.2

0.6

0.3

3.0

0.6

% de aprovechamiento

(%A)

Tabla 12. Pronóstico del aprovechamiento de gas 2026 (Fuente: Operador).

Programa de Aprovechamiento de Gas

(PAGN)

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov

Dic

Gas producido

(GP, MMPCD)

28.4

27.3

28.1

27.9

27.7

27.6

27.5

27.3

27.5

26.4

Gas adicional

(GA, MMPCD)

Autoconsumo

(A, MMPCD)

8.5

7.7

8.5

8.6

8.5

Bombeo Neumático

(B, MMPCD)

Conservación

(C, MMPCD)

Transferencia

(T, MMPCD)

19.3

19.1

17.6

18.9

18.7

18.6

18.5

18.2

17.2

17.4

Gas Natural no Aprovechado

(GNA, MMPCD)

0.5

2.0

0.5

1.7

0.5

% de aprovechamiento

(%A)

Tabla 13. Pronóstico del aprovechamiento de gas multianual de 2024 a 2040 (Fuente: Operador).

AUTORIZÓ

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Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

P A G N

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

G P

33.5

31.1

27.7

24.5

19.5

17.3

17.8

15.4

11.1

9.3

8.0

6.7

6.2

6.0

5.9

5.7

5.2

G A

0.0

8.6

8.7

8.5

8.0

7.4

6.0

5.5

5.3

5.2

5.3

5.0

0.0

23.1

21.3

18.4

15.5

10.6

9.0

9.5

7.1

2.9

1.2

0.5

0.6

0.3

0.1

G N A

1.7

1.1

0.8

0.6

0.4

0.3

0.2

0.1

% A

Tabla 14. RGA actual y máxima (Fuente: Operador).

Campo 8	RGA Actual (m3/m3)	RGA Máxima (m3/m3)
Amoca	100	597

Conforme a este límite, el Operador deberá dar seguimiento a la evolución del gas en los pozos y dar cumplimiento a esta relación, dando parte a la Comisión a través de los reportes correspondientes. Además, deberá considerar un programa de acciones para mantener estos valores.

5. Obligaciones del Operador

1) El Operador deberá presentar la solicitud de aprobación de un Punto de Medición de Condensado, en caso de que la corriente gaseosa presente flujo multifásico (gas

8 Los valores específicos señalados por el Operador para los yacimientos se detallan a continuación.

Yacimiento	Máxima RGA considerada [m3/m3]
CPA	179
O2A	597
ODA	171
OOA	264
OEA	101

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y condensado) en el Punto de Medición de Gas, así mismo, de que no sea factible o viable la selección de una tecnología de medición que mida el volumen y determine la calidad de conformidad con los artículos 28 y 38 de los Lineamientos de Medición, someter una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, conforme a lo establecido en el artículo 47 de los Lineamientos de Medición.

2) El Operador deberá presentar la Solicitud de Modificación de los Procedimientos de Entrega Recepción vigentes, misma que deberá estar alineada con la estrategia presentada en la presente modificación al Plan de Desarrollo, de conformidad con lo establecido en el Artículo 8 bis de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.

3) Se deberá contar con la aprobación por parte de esta Comisión de los Procedimientos de Entrega Recepción previo a la implementación de las actividades descritas en la presente modificación al Plan de Desarrollo.

4) De acuerdo con los cronogramas presentados para la implementación de Puntos de Medición de Gas, el Operador deberá demostrar y garantizar que en el Punto de Medición de Gas no se tendrán condensados generados en el transporte, de lo contrario, estos condensados deberán medirse a través de un Punto de Medición de condensados aprobado por la Comisión, de conformidad con el artículo 42 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos.

5) De conformidad con los Lineamientos de Medición, el Operador deberá de garantizar la toma de muestra al menos una vez al mes, por cada tipo de hidrocarburo y su respectivo análisis en un laboratorio acreditado.

6) El Operador deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas y evaluadas en la modificación del Plan de Desarrollo de conformidad con lo establecido en el presente Dictamen, así mismo, deberá presentar los Avisos respecto a la entrada en Operación del Punto de Medición de Gas identificado con TAG FIT-013 y de los avances de la puesta en marcha de las estrategias de medición propuestas para el manejo y medición de los Condensados generados por el fenómeno del transporte, a través del gasoducto submarino. El Punto de Medición de Gas no podrá ser susceptible a la aplicación de algún factor de ajuste o corrección del volumen medido.

7) Una vez concluidas las actividades para analizar la viabilidad de medir los Condensados, se deberá presentar ante la Comisión un informe de resultados de los análisis que permitan evaluar y determinar la medición del fluido multifásico en la corriente de Gas, en la que se pueda apreciar la Repetibilidad y Reproducibilidad de los sistemas de medición a utilizar, así mismo, de los programas de implementación de los Mecanismos y Punto de Medición, y cuando se presente alguno de los casos que se estipula en los artículos 48, 49, 50, 51 y 52, fracciones I, II, II y IV de los Lineamientos de Medición.

8) El Operador deberá asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los Mecanismos de Medición, el cual deberá considerar un programa de autoverificación, a través de Diagnósticos y la realización de Auditorías de Medición, presentando los avances y evidencias que demuestre el cabal cumplimiento de la realización de auditorías, de conformidad con el anexo 2 capítulo 8 de los

AUTORIZÓ

Lineamientos de Medición de la normatividad ISO 10012-2003 y NMX-CC-19011-

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IMNC y con su Sistema de Gestión de Medición, estos deberán entregarse a la Comisión anualmente.

9) El Operador deberá mantener actualizada la información y a disposición de la Comisión, referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de los Lineamientos de Medición en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los requerimientos, así mismo como lo establecido en el Plan de Desarrollo para la Extracción, asociadas a los Sistemas de Medición de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal), ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecanismos de Medición y por ende al Sistema de Gestión y Gerenciamiento de la Medición.

10) Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en el artículo 47 de los Lineamientos de Medición, el Operador deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de las modificaciones a los Mecanismos de Medición, cuando se prevea un cambio en la estrategia del manejo de los Hidrocarburos que derive en una reubicación o adición del Punto de Medición originalmente aprobado que en su caso requiera el Plan de Desarrollo para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Medición aprobados previamente, sin perjuicio de los avisos y aprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados Lineamientos de Medición.

h) Programa de Costo Total

El análisis económico relativo a la solicitud de aprobación para la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción del Contrato (en adelante Modificación), se emite como resultado de un análisis realizado por la Comisión, observando lo siguiente:

1. Montos de inversión y gasto operativo del Plan Vigente y Modificado.

2. Análisis de la actualización del artículo 62, fracción III, de los Lineamientos.

3. Descripción del Programa de Inversiones y Gastos de Operación.

4. Consistencia del Programa de Inversiones y Gastos de Operación.

5. Evaluación económica del proyecto.

1. Montos de inversión y gasto operativo del Plan Vigente y Modificado

La Tabla 15, se presenta el costo total del Plan Vigente y Modificado.

Tabla 15. Inversiones y gastos de operación del Plan Vigente y Modificado (Fuente: CNH e información presentada por el Operador).

Versión	Periodo	Total (MMusd $)
PDE vigente	2022-2040 a	6,314.7
MPDE	2024-2040 c	5,653.7

Notas: Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.

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a. El año 2040 corresponde al último con erogaciones. La vigencia del Contrato se tiene en 2040.

b. El Operador somete una modificación al Plan que considera desde febrero de 2024 hasta noviembre 2040.

El Operador ha erogado $658.61 MM US$ en el Plan vigente, de 2023 a 2024, de acuerdo con la información consultada en el Sistema de Información para los Pagos de las Asignaciones y Contratos de Hidrocarburos.

2. Análisis de la actualización del artículo 62, fracción III, de los Lineamientos

Al considerar los montos erogados a la fecha y los montos programados bajo el Plan de Desarrollo vigente, se observa un decremento menor al 15% con respecto a los montos totales del Plan de Desarrollo vigente. Por lo tanto, no se actualiza lo dispuesto en el artículo 62, fracción III, de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

3. Descripción del Programa de Costo Total

El Programa de Costo Total correspondiente, prevé costos totales de $5,735.52 millones de dólares, para el período 2024 a 2040, de los cuales 5,653.72 millones de dólares corresponden a Costos Elegibles, desglosados en $1,066.28 millones de dólares de inversión (19%) y el resto 4,587.44 millones de dólares corresponden a gastos de operación (81%). Adicionalmente el Operador presentó dentro del Programa de Costo Total 81.80 millones de dólares señalados como No elegibles.

En la Tabla 16 se presenta el detalle del Programa de Inversiones incluido como parte de la Solicitud de Modificación elaborado por el Operador, desglosado por “Actividad” y “Sub- actividad”, de conformidad con lo establecido en los Lineamientos.

Actividad Petrolera	Sub-actividad Petrolera	Monto (MM US$)
Desarrollo	Construcción de instalaciones	308.9
	General	77.5
	Geofísica	4.0
	Perforación xx xxxxx	436.9
Producción RIZÓ	Construcción y/o adaptación de infraestructura u otras facilidades	37.7
	Ductos	6.3
	General	1,063.9

Tabla 16. Desglose del Costo Total del proyecto (Fuente: Información del Operador).

AUTO

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Actividad Petrolera	Sub-actividad Petrolera	Monto (MM US$)
	Geología	39.4
	Intervenciones xx xxxxx	754.8
	Operación de instalaciones de Producción	2,615.9
	Seguridad, salud y medio ambiente	69.4
Abandono	Desmantelamiento de instalaciones	230.2
Abandono	Seguridad, salud y medio ambiente	8.8
Total generala		5,653.7

Notas:

• Las sumas pueden no coincidir con los totales por cuestiones de redondeo.

• Montos en millones de dólares de los Estados Unidos de América.

a. Adicional a los Costos Elegibles, el Operador presenta 81.80 millones de dólares señalados como Costos No Elegibles, desglosados en 75.77 MMUSD asociados a la Sub-actividad de General y 6.02 MM USD asociados a la Sub-actividad de Seguridad, Salud y Medio Ambiente, ambas dentro de la Actividad Petrolera de Producción.

4. Consistencia de la información económica.

Derivado del análisis realizado por la Comisión, se corroboró que los costos presentados en el archivo Tabla II.7. Programa del Costo Total.xlsm como parte de la modificación al PDE son consistentes con las actividades físicas propuestas a desarrollar.

5. Evaluación económica del proyecto.

i. Premisas de la evaluación económica

A continuación, se resumen las principales premisas utilizadas para la evaluación económica realizada por la Comisión, obtenidas a partir de los perfiles de costos y producción.

Precio del aceite

En el archivo de evaluación económica (Tabla II.8. Intervenciones Pozos - Evaluación Económica_Alternativa 2.xlsm) el Operador presenta el perfil de precio del petróleo a producir y vender, cuyo promedio ponderado resulta en $68.68 US$/b.

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De acuerdo con la metodología publicada en el reporte anual de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Metodología de la SHCP), el precio del petróleo dadas las características de éste, reportadas por el Operador, es de $82.45 US$/b 9 .

Para el ejercicio de evaluación realizado por la Comisión se utiliza el precio del Operador, ya que, es un dato más conservador.

Precio del gas

En el archivo de evaluación económica (Tabla II.8. Intervenciones Pozos - Evaluación Económica_Alternativa 2.xlsm)) el Operador presenta el perfil de precio del gas a vender, cuyo promedio ponderado resulta en $3.21 US$/Mpc.

De acuerdo con la metodología publicada en el reporte anual de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Metodología de la SHCP), el precio del gas dadas las características de éste, reportadas por el Operador, es de $3.89 US$/Mpc 10 .

Para el ejercicio de evaluación realizado por la Comisión se utiliza el precio del Operador, ya que, es un dato más conservador

Tipo de cambio

El Operador considera para el tipo de cambio un valor de $17.15 pesos/US$.

El valor del tipo de cambio estimado para el cierre de 2024 en los Criterios Generales de Política Económica11 es de $17.6 pesos por dólar. Para la evaluación se considera este último valor como premisa.

En la Tabla 17 se resumen las principales premisas utilizadas para la evaluación económica realizada por la Comisión, obtenidas a partir de los perfiles de costos y producción, así como la propuesta de tipo de cambio presentados por el Operador. Con

9 Calculado de conformidad con la fórmula para la determinación del precio del petróleo en el Reporte anual por el que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establece los rangos de valores de los términos económicos de los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos para el año 2024 (Reporte Anual), disponible en el sitio web xxxxx://xxx.xxx.xx/xxx/xxxxxxx/xxxxxxxxxx/xxxx/000000/Xxxxxxx_Xxxxx_Xxxxxxxxxxxxx_0000.xxx ; y considerando el valor promedio para el crudo marcador de referencia Xxxxx en el periodo xx xxxxx 2023 a febrero 2024, consultado en The U.S. Energy Information Administration, (xxxxx://xxx.xxx.xxx/xxxx/xxx/xxxx/XXXXXX.xxx), $82.36 US$/b.

10 Calculado de conformidad con lo dispuesto para la determinación del precio del gas en el Reporte Anual; y

considerando el valor promedio para el Índice de Referencia Nacional de Precios del Gas Natural al Mayoreo en el periodo xx xxxxx de 2023 a febrero de 2024, publicado por la Comisión Reguladora de Energía (xxxxx://xxx.xxx.xxx.xx/XXXX/), $3.25 US$/MMbtu ($3.89 US$/Mpc).

11 Criterios Generales de política económica para la iniciativa xx xxx de ingresos y el proyecto de presupuesto de egresos de la federación correspondientes al ejercicio fiscal 2024, publicado por la SHCP, xxxxx://xxx.xxxx.xxxxxxxx.xxx.xx/xxxx/xxxxxx/0X00x0xX/XXXX0000/xxxxxxx0/xxxxxxx/xxxxxxxx_xxxxxxxxxx/

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base en ellas, en la Figura 16 se muestra la proyección de Ingresos y Egresos asociados a la evaluación del proyecto, considerando las premisas antes descritas.

Tabla 17. Premisas de la evaluación económica (Fuente: Información del Operador).

Premisas	Valor	Unidades
Periodo de evaluación	2024- 2040a	años
Producción de petróleob	163.12	millones de barriles
Volumen de producción de gasb	44.32	miles de millones de pies cúbicos
Volumen de gas para ventab	43.77	miles de millones de pies cúbicos
Precio del petróleoc	$68.68	dólares por barril
Precio xxx xxxx	$3.21	dólares por millar de pie cúbico
Inversionesd	$1,066.28	millones de dólares
Gastos de Operaciónd	$4,669.24	millones de dólares
Tasa de descuento anual	10.00%	porcentaje
Tipo de cambio	$17.15	pesos / dólar

Notas:

a. La Vigencia del Contrato CNH-R01-L02-A1/2015 se tiene en 2040.

b. Periodo de producción y venta, de 2024 a 2040.

c. Precios ponderados presentadas por el Operador de 2024 a 2040.

d. Inversiones y gastos de operación considerando Costos Elegibles y No Elegibles, de 2024 a 2040.

$1,400

$1,200

$1,000

$800

$600

$400

$200

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

2039

2040

Ingresos

Costos antes de Contraprestaciones e ISR

Costos después de Contraprestaciones

Costos después de Contraprestaciones e ISR

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Figura 16. Ingresos y egresos del proyecto (Fuente: CNH con datos del Operador).

ii. Resultados de la evaluación económica

En la Tabla 18 se muestran los indicadores económicos obtenidos.

Tabla 18. Resultados de la evaluación económica, 2024-2040 (Fuente: Comisión con Información del Operador).

Indicador	Antes del Pago de Derechos e ISR	Después del Pago de Derechos e ISR a, b
VPN (MMusd $)	3,264	875
VPI (MMusd $)	875
VPN/VPI	4.5	1.2
RBC	1.98	1.45

a. Considera el pago de las Regalías y de la Utilidad Operativa a favor del Estado.

b. Considera el pago de las Regalías, de la Utilidad Operativa a favor del Estado, del Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos (IAEEH), y del Impuesto Sobre la Renta (ISR)

iii. Opinión

Con base en las premisas presentadas por el Operador, como parte del análisis realizado, se observa que, al evaluar el Proyecto bajo la normatividad fiscal aplicable, de ejecutarse bajo dichas condiciones, se obtendrían indicadores económicos positivos y, por lo tanto, éste se ejecutaría en condiciones económicamente viables para el Operador, antes y después del pago de Contraprestaciones e Impuestos. Derivado de lo anterior, se espera obtener un flujo de recursos positivos para el Estado por concepto de Derechos e Impuestos, durante el periodo productivo del proyecto.

VI. Mecanismos de Revisión de la Eficiencia Operativa en la Extracción y Métricas de Evaluación del Plan de Desarrollo

Con el fin de medir el grado de cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en la modificación al Plan vigente, a continuación, se muestran los indicadores clave de desempeño conforme a los artículos 102 inciso a), b), c), d), e), f) y g) y 103 fracción I de los Lineamientos, así como las métricas de evaluación de acuerdo con lo establecido en el artículo 43, fracción III de la Ley de Hidrocarburos, Tabla 19.

AUTOTRIaZÓbla 19. Indicadores de desempeño (Fuente: Comisión).

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a) Producción

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de desviación de la producción acumulada real del yacimiento con respecto a la pronosticada en un tiempo determinado

Porcentaje

𝑃𝐴𝑟𝑒𝑎𝑙

𝐷𝑃𝐴 = × 100%

𝑃𝐴𝑝𝑙𝑎𝑛

Mensual

b) Aprovechamiento de gas natural

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento de gas real respecto al programado

Porcentaje

𝐴𝐺𝑁𝑟𝑒𝑎𝑙 − 𝐴𝐺𝑁𝑝𝑙𝑎𝑛

𝐷𝐴𝐺 =

𝐴𝐺𝑁𝑝𝑙𝑎𝑛

× 100%

Mensual

c) Reparaciones Mayores

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de avance entre las reparaciones mayores realizadas respecto a las programadas en el año

Porcentaje

𝑅𝑀𝐴 𝑟𝑒𝑎𝑙

𝐷𝑅𝑀𝐴 = ( ) × 100

𝑅𝑀𝐴 𝑝𝑙𝑎𝑛

Bimestral

d) Pozos perforados

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de avance entre los Pozos perforados en el año respecto a los planeados en el año

Porcentaje

𝑃𝑃 𝑟𝑒𝑎𝑙

𝐷𝑃𝑃 = ( ) × 100

𝑃𝑃 𝑝𝑙𝑎𝑛

Bimestral

e) Terminación xx Xxxxx

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de avance entre los Pozos terminados en el año respecto a los programados en el año

Porcentaje

𝑇𝑃 𝑟𝑒𝑎𝑙

𝐷𝑇𝑃 = ( ) × 100

𝑇𝑃 𝑝𝑙𝑎𝑛

Bimestral

AUTORIZÓ f) Gasto de Operación

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Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de avance del gasto de operación real con respecto a lo programado en el año

Porcentaje

𝐺𝑂 𝑟𝑒𝑎𝑙

𝐷𝐺𝑂 = ( ) × 100

𝐺𝑂 𝑝𝑙𝑎𝑛

Bimestral

g) Inversión

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de avance de las inversiones reales con respecto a lo programado en el año

Porcentaje

𝐼 𝑟𝑒𝑎𝑙

𝐷𝐼 = ( ) × 100

𝐼 𝑝𝑙𝑎𝑛

Bimestral

Artículo 103

Metas o parámetros de medición

Unidad de medida

Fórmula o descripción del indicador

Frecuencia de medición

Porcentaje de desviación de la producción acumulada real (PAreal) con respecto a la Pronosticada (PAplan) para 5 años.

Porcentaje

𝑃𝐴𝑟𝑒𝑎𝑙 − 𝑃𝐴𝑝𝑙𝑎𝑛

𝐷𝑃𝐴 = × 100

𝑃𝐴𝑝𝑙𝑎𝑛

Quinquenal

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

Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 31, fracción XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22, fracciones XI y XIII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Operador en el Área de Contrato, con el fin de verificar que el proyecto se lleve a cabo, de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento a la modificación al PDE.

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

Tabla 20. Indicadores de desempeño de las actividades ejercidas (Fuente: Operador).

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Actividad	Programadas	Ejercidas	Porcentaje de desviación
Perforación	12
Terminación	13
RMA	3
RME	1
Instalaciones	2
Ductos	3
Abandono xx xxxxx	33

Nota: Lo anterior sin menoscabo de las obligaciones del Operador de abandonar la totalidad xx xxxxx, ductos e instalaciones relacionadas.

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

Actividad Petrolera	Sub-actividad Petrolera	Monto (MM US$)	Erogaciones ejercidas	Indicador Programa de Erogaciones/ ejercidas
Desarrollo	Construcción de instalaciones	308.9
	General	77.5
	Geofísica	4.0
	Perforación xx xxxxx	436.9
Producción	Construcción y/o adaptación de infraestructura u otras facilidades	37.7
	Ductos	6.3
	General	1,063.9
	Geología	39.4
	Intervenciones xx xxxxx	754.8
	Operación de instalaciones de Producción	2,615.9

Tabla 21. Programa de Inversiones por Sub-actividad (Fuente: Operador).

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Actividad Petrolera	Sub-actividad Petrolera	Monto (MM US$)	Erogaciones ejercidas	Indicador Programa de Erogaciones/ ejercidas
	Seguridad, salud y medio ambiente	69.4
Abandono	Desmantelamiento de instalaciones	230.2
Abandono	Seguridad, salud y medio ambiente	8.8
Total general		5,653.7

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

Tabla 22. Indicadores de desempeño de la producción de aceite y gas en función de la producción reportada (Fuente: Comisión con datos del Operador).

Fluido	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032
Producción de aceite programada (Mbd)	35.78	46.29	46.77	45.16	38.72	35.13	36.58	32.00	24.23
Producción de aceite real (Mbd)
Porcentaje de desviación
Producción de gas programada (MMpcd)	31.76	30.00	26.94	23.95	19.11	17.00	17.48	15.13	10.86
Producción de gas real (MMpcd)
Porcentaje de desviación
Fluido	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040

AUTORIZÓ

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Producción de aceite programada (Mbd)	20.53	17.45	14.55	13.19	12.32	11.53	10.59	9.59
Producción de aceite real (Mbd)
Porcentaje de desviación
Producción de gas programada (MMpcd)	9.17	7.85	6.53	6.07	5.86	5.81	5.60	5.14
Producción de gas real (MMpcd)
Porcentaje de desviación

El Operador deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución del Plan de Desarrollo Modificado, en los términos que establecen el artículo 100 de los Lineamientos.

Asimismo, deberá solicitar la modificación al Plan de Desarrollo cuando derivado del seguimiento al Plan, se actualice alguno de los supuestos contenidos en el artículo 62 de los Lineamientos.

VII. Sistema de Administración de Riesgos

Por Oficio 250.339/2024 del 23 xx xxxxx de 2024, la Comisión remitió a la ASEA la información asociada a la Solicitud en términos del artículo 8 de los Lineamientos, a fin de que fuera considerada en los trámites o autorizaciones iniciados por el Operador, relacionados con el Sistema de Administración de Riesgos, sin que a la fecha exista el pronunciamiento de la ASEA.

Cabe hacer mención que, mediante el Oficio ASEA/UGI/DGGOI/0845/2017 del 16 de diciembre de 2016, la Agencia otorgó al Operador el Sistema de Administración de Riesgos identificado con el número ASEA-EIM16004C/AG0216.

Por tanto, el presente Dictamen Técnico se emite sin perjuicio de la obligación del Operador de atender la Normativa emitida por la ASEA, lo anterior atendiendo al esquema de autonomía técnica, operativa y de gestión de la Comisión, descrito en los artículos 3 y 22, fracción I de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

AUTORIZÓ

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Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

VIII. Programa de cumplimiento de Porcentaje de Contenido Nacional, Capacitación y Transferencia de Tecnología

Mediante los oficios 260.0139/2024 y 260.0140/2024 del 08 xx xxxxx de 2024, la Comisión solicitó a la SE emitir opinión sobre el Programa de Cumplimiento de Porcentaje de Contenido Nacional y del Programa de Capacitación y Transferencia de Tecnología, respectivamente.

Esta Comisión aún no cuenta con la opinión que corresponde emitir, en el ámbito de sus atribuciones, a la SE sobre dichos programas, motivo por el cual una vez que, en su caso, esa autoridad emita la opinión solicitada, la Comisión estará en aptitud de pronunciarse respecto al mismo.

Lo anterior en términos del artículo 46 de la Ley de Hidrocarburos y 20, fracción I de los Lineamientos y tomando en consideración la competencia material de la SE en materia de Contenido Nacional y Capacitación y Transferencia Tecnológica.

Esta Comisión emite el presente Dictamen Técnico sin perjuicio de la obligación del Operador Petrolero de atender la normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en la presente modificación al Plan.

IX. Sentido del Dictamen Técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan Modificado presentado por el Operador de conformidad con los artículos 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos; 39 fracciones I, II, III, IV, VI y VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, artículos 21, 22, 25, 59 fracción I, III, IV, V, 62 fracción VIII, XI, inciso a) y penúltimo párrafo de los Lineamientos.

En virtud de lo anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la Normativa Aplicable, en particular con el Contrato.

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

La aprobación del Plan Modificado impulsa el conocimiento técnico del potencial petrolero del país mediante la implementación de tecnologías avanzadas en exploración y recuperación, optimización de modelos de yacimiento, ajustadas conforme al comportamiento real observado de las estrategias identificadas. Esto permite una evaluación más precisa de las Reservas y el potencial petrolero del país.

AUTORIZÓ

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Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

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

El Plan Modificado tiene como objetivo elevar el factor de recuperación y maximizar la obtención del volumen de petróleo crudo y gas natural en el largo plazo, mediante la optimización del proyecto, conforme a las condiciones existentes, ajustadas al comportamiento real observado durante la ejecución históricas de las actividades de extracción. En ese contexto, se han ajustado elementos estratégicos (objetivos geológicos, número xx xxxxx y aprovechamiento de gas), operativos (ritmos de extracción e inyección) e infraestructura.

De esta manera, el proyecto considera aprovechar la energía del yacimiento, mejorar la eficiencia de extracción de los hidrocarburos y prolongar la vida útil de los campos. Además, las mejoras en la infraestructura y los procesos de medición y comercialización coadyuvan a la viabilidad económica del proyecto.

c) Reposición de las reservas de Hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos

El Plan Modificado considera la optimización de la extracción mediante la actualización de modelos geológicos y la aplicación de tecnologías de recuperación secundaria, lo que sustenta la producción futura y ayuda a aumentar las reservas probadas.

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

Las actividades planteadas por el Operador durante la ejecución de la modificación del Plan de Desarrollo consisten en la perforación de 12 pozos y la terminación de 13 pozos, así como tres RMA, una RME, la construcción de tres ductos y dos instalaciones, por lo que se considera técnicamente viable el desarrollo de las actividades de extracción.

e) La utilización de la tecnología para la exploración y extracción de hidrocarburos, que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables

Una vez analizada la información remitida por el Operador, la Comisión concluye que las tecnologías consideradas por el Operador, como es el uso de sistemas artificiales de producción, sensores para medición de presión y producción, así como las tecnologías empleadas en la medición y la implementación del proyecto de recuperación secundaria, son adecuadas para dar continuidad al desarrollo de los Campos y maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente rentables.

AUTORIZÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

f) Procurar el aprovechamiento del Gas Natural

Conforme a la información presentada, el Operador actualiza la meta de aprovechamiento de gas asociada al Plan Vigente conforme al Artículo 14 fracción I de las Disposiciones, indicando que alcanzará una MAG del 98% a partir del año 2027. Lo anterior en observancia de lo que se establece en los Artículos 4, 5 y 11 de las Disposiciones Técnicas.

De esta manera, el Operador define una nueva meta de aprovechamiento, conforme a los valores promedio anuales señalados en la Tabla 23, siendo las formas de Aprovechamiento consideradas: 44.3 MMMpc en Autoconsumo y 43.8 MMMpc en Transferencia, conforme al Artículo 5 Fracciones I y IV de las Disposiciones Técnicas.

Tabla 24. Meta de Aprovechamiento promedio anual considerada por el Operador (Fuente: Comisión con datos del Operador).

Año	MAG promedio (%)	Año	MAG promedio (%)
2024	95	2033	98
2025	96	2034	98
2026	97	2035	98
2027	98	2036	98
2028	98	2037	98
2029	98	2038	98
2030	98	2039	98
2031	98	2040	98
2032	98

Asimismo, de acuerdo con el artículo 13 de las Disposiciones Técnicas, el Operador actualiza la máxima RGA a la que podrán producir los xxxxx xxx Xxxxx Amoca, manteniéndose los otros Campos en los términos aprobados, quedando los valores como se indica en la Tabla 24.

Tabla 24. RGA actual y máxima (Fuente: Operador).

AUTORIZÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

Campo 12	RGA Actual (m3/m3)	RGA Máxima (m3/m3)
Amoca	100	597

g) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

Derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y la evaluación realizada a la información presentada por el Operador, respecto a la propuesta del manejo y recorrido de los hidrocarburos producidos, estos se mantienen conforme a lo aprobado en la Resoluciones CNH.E.45.001/18 del 31 de julio del 2018, CNH.E.35.008/19 del 28 xx xxxxx del 2019, CNH.E.24.005/2022 de 22 xx xxxxx del 2022 y Oficio 220.0123/2023 de fecha 8 de febrero del 2023, manteniendo el Punto de Medición de Petróleo ubicado en el FPSO Miamte MV-34 identificado con TAG ZZZ-7155. Asimismo, el Operador propone una nueva estrategia del Punto de Medición provisional de Gas ubicado en la ORF identificado con TAG FIT-013, sea clasificado a Punto de Medición (Medición Fiscal) a partir de finalizar el tercer trimestre de 2024, cumpliendo con los parámetros de Calidad y Estimación de incertidumbre establecidos en los artículos 28 y 38 de los Lineamientos de Medición, a la vez, se plantea mantener el Punto de Medición provisional de Condensado ubicado en la ORF identificado con TAG FE-002, mientras se desarrollan las estrategias planeadas por el Operador, hasta trimestre del 2025 para la primera estrategia, si esta no fuera factible, el Punto de Medición de Condensado se consideraría mantenerlo hasta el segundo trimestre del 2028, para el desarrollo de la segunda estrategia planteada por el Operador, cabe mencionar, que en caso de que no sea factible o viable que una tecnología de medición cuantifique en la corriente de Gas el condesado generado por el transporte submarino desde el FPSO hacia la OFR como un fluido homogéneo, el Operador deberá someter una modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, para determinar la cuantificación del volumen y Calidad de los condensados en un Punto de Medición definitivo, o en su caso deberá analizar alternativas que permitan tener en condiciones no húmedas el Gas y que pueda medirse de manera monofásica.

Por lo anterior, esta Comisión considera viable continuar con la propuesta de la implementación de los Mecanismos y Puntos de Medición, para la determinación del volumen y Calidad de los Hidrocarburos producidos durante la vigencia del Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente al Contrato CNH-R01-L02-A1/2015

12 Los valores específicos señalados por el Operador para los yacimientos se detallan a continuación.

Yacimiento	Máxima RGA considerada [m3/m3]
O2M	995
CPA	179
O2A	597
ODA	171
OOA	264
OEA	101
O2T	789

AUTORIZÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

X. Recomendaciones

Del análisis de la información presentada, la Comisión reconoce que los Campos presentan oportunidades técnicas para mejorar la recuperación de los yacimientos. En este sentido, se realizan las siguientes recomendaciones:

• Evaluar la conveniencia de utilizar polímeros o agentes químicos que favorezcan la relación de movilidad del aceite, considerando la alta viscosidad de este.

• De acuerdo con la estadística de desempeño de los equipos BEC ajustar el programa de ejecución y el número de intervenciones menores.

• Considerar evaluar terminaciones con las que se pueda tener un control del agua en los diferentes intervalos disparados, lo que se dificulta al terminar los pozos en agujero descubierto.

XI. Conclusiones

Con base en las consideraciones anteriores, se propone al Órgano de Gobierno el Dictamen Técnico de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, asociado al Contrato CNH-R01-L02-A1/2015 en sentido favorable, mismo que estará vigente a partir de su aprobación y hasta que concluya la vigencia del Contrato, en virtud de que resulta adecuado, desde un punto de vista técnico y es acorde con las características del Contrato, toda vez que se cumple con lo establecido en los Lineamientos.

Adicionalmente, la estrategia propuesta en el Plan permite evaluar de manera positiva los elementos considerados en el Artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos, y se alinea con los principios establecidos en el Artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y es congruente con las obligaciones establecidas en el Contrato.

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

Elaboró

Mtro. Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxx

Director de Área

AUTORIZÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Revisó

Mtro. Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx Xxxx

Director General de Dictámenes de Extracción

Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

Autorizó

Ing. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Titular de la Unidad Técnica de Extracción y su Supervisión

Los firmantes y colaboradores del presente Dictamen Técnico lo hacen conforme al ámbito de sus competencias y facultades, en términos de lo establecido en los artículos 20, 22 Bis, 35, 36, 37 y 42 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, de la presentación de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción asociado al Contrato CNH-R01-L02-A1/2015.

Mtro. Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxx

Dirección De Recuperación Secundaria Y Mejorada

ELABORÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxx

Fecha de Sello Digital: 30/04/2024 02:58:43 p. m.

Sello Digital: B5WYl/7QXf6wgNne0XJomVLdZ5IYoxJsMN5lcWInhWag1bCjSCUqsNG1Mpcf8L2tlt8ke+LZacKLAgwfLnC/xomn3XWMrAxBNvQ fBZw2ganL6+9IaaWT+8QXg77P6OpEEE7ZCdAdarKNKZarJv/UXn/pbWzeda2TsOwpufY3Dn+E950Asg9bVL9geYE2DsNd34Wm 00CLnXLJDf2olVHSMbXPmG0E8dGWK21fLaJy8MmVLo+oI1bDIElR6G5cIYVrRKgSGJCrQUkH98V1KtVHlUil17tWB8cMNMkL///g SGzectUqY497OZs3cf+fITVrQx+ZayM4p8jPwTU2lO/+0Q==

"El presente acto administrativo ha sido firmado mediante el uso de la firma electrónica avanzada del funcionario competente, amparada por un certificado vigente a la fecha de la resolución, de conformidad con los artículos 38, párrafos primero, fracción V, tercero, cuarto, quinto y sexto, y 17 D, tercero y décimo párrafos del Código Fiscal de la Federación. De conformidad con lo establecido en los artículos 17-I y 38, quinto y sexto párrafos del Código Fiscal de la Federación, así como en la regla II.2.8.5., fracción I de la Resolución Miscelánea Fiscal para 2014, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 30 de diciembre de 2013, la integridad y autoría del presente documento se podrá comprobar conforme a lo previsto en la ficha de procedimiento 62/CFF contenido en el Anexo 1-A de la citada Resolución."

Mtro. Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx Xxxx

Director General de Dictamenes de Extracción

REVISÓ

Firma de Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx Xxxx

Fecha de Sello Digital: 10/05/2024 01:44:48 p. m.

Sello Digital: EMci/y5FhVGm3kjCZxgZJjqopDyn2HlzvbhPgiGeyC5aMPjHZHf/y1PY7JsR7Gc4Najk+CU7C6WdhUdOHxnwqQTnd926trdl0JRm 7i/qfja7rNWLOAbMILx/yckVLeuhlej56jxl9rkRlUTwRdQnhlMtdCGWg3XywvXFtWiA2wXV10kwoXO3tGtdjam/m9GPPPogJlwTthj d6x2KipOkkSIwWZLkC7QQmgy/arJxQCKi4L04F3jfzM7cEG4bu0Q0W+J9hWWYI0Sihe3k03Z4AujWPikm/LfGJi8i6miEraOlCcw yBLV764wEQlJRK30DPCLlu/q7uDhsw0GCAmspeQ==

AUTORIZÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

establecido en los artículos 17-I y 38, quinto y sexto párrafos del Código Fiscal de la Federación, así como en la regla II.2.8.5., fracción I de la Resolución Miscelánea Fiscal para 2014, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 30 de diciembre de 2013, la integridad y autoría del presente documento se podrá comprobar conforme a lo previsto en la ficha de procedimiento 62/CFF contenido en el Anexo 1-A de la citada Resolución."

Ing. Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Titular de la Unidad Técnica de Extracción y su Supervisión

AUTORIZÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m.

Sello Digital: MOfU5vZIpjol4jYH2RXhzBGedXXye0vwJwku1kQJc05sgeSrbQJa8+AbSEWMH4tAcshkHkBLq/fUE1wZzechdOKNOpugB2rhU/U KqmkltCDB/6cnJqxAmNTbJzUhkwESPPTqOXOE0nOqfkqEMq31RQXDVaZDwkNbrVKdk0NCeajSdFIjEUjrK/IZ0U58aesHL936 WOGvu17WuKeHSW0ptKgnc8c7GtCaqPq9IBd5zcPeDW8DaUuYM820InhdaSBIFuiVFvaiWr64/yNQPN8+R1JOMJ4CPv5nHATg TwDbrAjWrylA1RvGRGMOL6ndK2E+xVbaD873OreZ2NP8zisnZQ==

AUTORIZÓ

Firma de Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Fecha de Sello Digital: 13/05/2024 10:05:15 a. m. Sello Digital:

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Dictamen Técnico de la Modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

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