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DOF: 13/11/2015
LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones

LINEAMIENTOS que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones. (Continúa en la Cuarta Sección)

Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Nacional de Hidrocarburos.

LINEAMIENTOS QUE REGULAN EL PROCEDIMIENTO PARA LA PRESENTACIÓN, APROBACIÓN Y SUPERVISIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LOS PLANES DE EXPLORACIÓN Y DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS, ASÍ COMO SUS MODIFICACIONES.
JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, EDGAR RENÉ RANGEL GERMAN, NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, SERGIO HENRIVIER PIMENTEL VARGAS y HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX Comisionado Presidente y Comisionados, respectivamente, integrantes de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con fundamento en los artículos 25, párrafo cuarto, 27, párrafo séptimo y 28, párrafo cuarto de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III y 43 Ter, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 2, 3, 4, 5, primer párrafo, 7, fracciones II y III, 31, fracciones VI y VIII, 43, fracciones I, incisos c) y j) y III y último párrafo, 44, 47, fracción V, 85, fracciones II y III, 87, 93, 95 y 121 de la Ley de Hidrocarburos; 2, fracción I, 3, 4, 5, 22, fracciones II, III, V, VIII, X, XXIV y XXVII, 38, fracciones I y III y 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos; 1, 10, fracción I; 11, 12 y 13, fracciones II, inciso f), IV, inciso a) y XIII del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y
CONSIDERANDO
-      Que con la finalidad de promover el desarrollo eficiente del sector energético, corresponde a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en adelante la Comisión, la aprobación de la propuesta de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción presentados por los Operadores Petroleros, así como sus modificaciones. Lo anterior con fundamento en los artículos 7, fracción III, 31, fracción VIII y 44 de la Ley de Hidrocarburos;
-      Que para el ejercicio de las funciones a que se refiere el considerando anterior, la Comisión se encuentra facultada para expedir regulación y supervisar su cumplimiento, por parte de los Asignatarios y Contratistas en materia de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, incluyendo la relativa a la elaboración de los respectivos Planes de conformidad con el artículo 43, fracción I, inciso c), de la Ley de Hidrocarburos;
-      Que con el objeto de brindar certeza jurídica a los Asignatarios y Contratistas resulta necesario emitir la regulación que precise los requisitos y procedimientos para la presentación, aprobación, modificación y supervisión del cumplimiento de los Planes de Exploración y los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, así como sus modificaciones;
-      Que la Comisión debe ejercer sus funciones procurando la incorporación de reservas, la maximización del valor de los hidrocarburos, elevar el Factor de Recuperación y la obtención del volumen máximo de Petróleo y de Gas Natural de los Yacimientos en el largo plazo y la viabilidad económica de la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en el Área de Asignación o del Área Contractual, así como su sustentabilidad; y
-      Que en virtud de lo antes expuesto y con base en el mandato legal conferido a este Órgano Regulador Coordinado, el Órgano de Gobierno de esta Comisión emitió el Acuerdo CNH.E.41.001/15, mediante el cual aprobó los siguientes:
LINEAMIENTOS QUE REGULAN EL PROCEDIMIENTO PARA LA PRESENTACIÓN, APROBACIÓN Y
SUPERVISIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LOS PLANES DE EXPLORACIÓN Y DE DESARROLLO PARA
LA EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS, ASÍ COMO SUS MODIFICACIONES
Título I
De las Disposiciones Generales
Capítulo Único
Artículo 1. Del objeto de los Lineamientos. Los Lineamientos tienen por objeto regular la presentación de la propuesta de los Planes para la Exploración o de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos por parte de los Operadores Petroleros, así como su aprobación, supervisión del cumplimiento y sus respectivas modificaciones. Para tal efecto, los presentes Lineamientos establecen:
I.          Los elementos técnicos y económicos que deberán contener los Planes para la Exploración y los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos y las modificaciones de los mismos;
II.         Los criterios de evaluación técnica conforme a los cuales la Comisión realizará el análisis y Dictamen de las propuestas de los de Planes para la Exploración y de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos presentadas por los Operadores Petroleros y las modificaciones a éstas;
III.        Las fases y etapas que conforman el procedimiento administrativo para la evaluación y aprobación de los Planes, así como las modificaciones de los mismos; y
IV.        Los términos, condiciones, notificaciones y tiempos de entrega de información, para el cumplimiento a los Planes de Exploración y de los Planes de Desarrollo para la Extracción aprobados por la Comisión, así como de los presentes Lineamientos.
Artículo 2. Del ámbito de aplicación. Los Lineamientos son de carácter general y observancia obligatoria para los Operadores Petroleros que realicen o pretendan realizar actividades relativas a la Exploración o Extracción de Hidrocarburos en México.
Las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos deberán realizarse conforme a los Planes dictaminados y aprobados por la Comisión, mismos que tienen como objeto que el Operador Petrolero manifieste y detalle las soluciones técnicas, operativas y económicas que aplicará en cada una de las etapas que componen la cadena de valor de la Exploración y Extracción de los Hidrocarburos y las fases relativas a la elaboración y ejecución de los programas de trabajo propuestos.
Corresponderá a la Comisión la interpretación y aplicación de los Lineamientos, así como en su caso, la realización de las acciones y procedimientos relacionados con su cumplimiento. Para tal efecto y con el objeto de armonizar los términos y condiciones de los Contratos o Asignaciones, con los presentes Lineamientos, la Comisión podrá resolver consultas específicas, o bien emitir Acuerdos de interpretación y de criterios generales para mejor proveer el cumplimiento de los Planes.
Artículo 3. De las definiciones. Para efectos de la instrumentación e interpretación de los Lineamientos y aunadas a las contempladas en el artículo 4 de la Ley de Hidrocarburos, se establecen las siguientes definiciones en singular o plural, mismas que serán aplicadas de manera armónica con las establecidas en los Contratos correspondientes:
I.          Abandono: Se refiere a las actividades de retiro y desmantelamiento de los Materiales, incluyendo el taponamiento definitivo y abandono de Pozos, el desmontaje y retiro de todas las plantas, plataformas, instalaciones, maquinaria y equipo suministrado o utilizado en la realización de las Actividades Petroleras, así como la restauración ambiental del área afectada en la realización de las Actividades Petroleras, de conformidad con los términos y condiciones de una Asignación Petrolera o de un Contrato, las Mejores Prácticas de la Industria, la Normatividad Aplicable y el Sistema de Administración.
II.         Cadena de Valor de los Hidrocarburos. Conjunto de etapas que conforman las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, las cuales comprenden un continuo de acciones y procedimientos que abarcan desde el inicio de los trabajos exploratorios, hasta el desmantelamiento y Abandono de las instalaciones.
 
III.        Campo: Área consistente en uno o múltiples Yacimientos, agrupados o relacionados de acuerdo a los mismos aspectos geológicos estructurales y condiciones estratigráficas, pudiendo existir dos o más Yacimientos en un campo delimitados verticalmente por un estrato de roca impermeable o lateralmente por barreras geológicas, o por ambas.
IV.        Comisión: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
V.         Delimitación y Caracterización de Yacimientos: Etapa de la Exploración petrolera, cuyas actividades tienen como objetivo la Delimitación y Caracterización del Yacimiento descubierto, por virtud de la cual se da certeza a los volúmenes de Reservas de Hidrocarburos recuperables, mediante un análisis de la geometría y propiedades estáticas y dinámicas de los Yacimientos. En dicha etapa se realiza la conceptualización del Yacimiento con mayor grado de confianza, para su desarrollo y futuras Exploraciones. En esta etapa se consideran la perforación de Pozos delimitadores, las pruebas de producción y la adquisición de información del subsuelo y del propio Yacimiento.
VI.        Determinación de Comercialidad. Declaratoria realizada por el Operador Petrolero, conforme a lo dispuesto en los títulos de exploración o contratos donde el Operador Petrolero afirma su intención en proceder con el desarrollo de campos o yacimientos contenidos en las áreas contractuales o de Asignación.
VII.       Desarrollo para la Extracción. Las actividades relacionadas con la extracción de Hidrocarburos, así como las actividades de proceso, desplazamiento y almacenamiento que se relacionen directamente con la Extracción de Hidrocarburos hasta el punto de medición que corresponde al área Contractual o de Asignación correspondiente.
VIII.      Descubrimiento: Acumulación o conjunto de acumulaciones de Hidrocarburos en el subsuelo, que mediante las actividades de perforación exploratoria, se haya demostrado que contienen volúmenes de Hidrocarburos, clasificados como Reservas o Recursos Contingentes.
IX.        Desmantelamiento: Acción y efecto de desarmar y remover las partes de una instalación, al término de las actividades para las que fue construida, de tal manera que el área donde se ubica dicha instalación esté libre de materia u objetos inherentes a ésta o a su función. El Desmantelamiento puede referirse a secciones específicas de una instalación.
X.         Dictamen: Documento de evaluación técnica-económico por el que la Comisión, de conformidad con el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, evalúa los elementos que definirán, conforme a los objetivos establecidos en las Asignaciones y Contratos correspondientes, la idoneidad de los Planes y los Programas de trabajo correspondientes.
XI.        Eficiencia Operativa: Se refiere a la adopción de las Mejores Prácticas de la Industria para la realización de las actividades relacionadas con la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, las cuales buscan el máximo aprovechamiento de los recursos e insumos utilizados para mejorar el rendimiento o los resultados de un proceso.
XII.       Evaluación del potencial petrolero: Etapa de la Exploración en la que se estiman los volúmenes originales de Hidrocarburos in situ que existen en acumulaciones naturales por descubrir, mediante actividades orientadas a escalas geológicas regionales o semi-regionales, como cuencas sedimentarias y sistemas petroleros. Asimismo, en esta etapa, se estiman los volúmenes de Hidrocarburos potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas mediante proyectos futuros de desarrollo. Los Recursos Prospectivos están asociados a la probabilidad geológica de Plays y de prospectos petroleros identificados. Los objetivos primordiales de esta etapa son comprobar el funcionamiento del (los) sistema(s) petrolero(s) y comprobar la potencial comercialidad de los Plays identificados con la perforación y terminación de pozos de tipo sondeo estratigráfico.
XIII.      Factor de Recuperación: Fracción del volumen de aceite o gas original de un Yacimiento que puede ser extraída en condiciones económicamente viables a lo largo de la vida productiva del Yacimiento, a través de recuperación primaria, secundaria y mejorada.
 
XIV.      Guías: Documentos descriptivos por los que la Comisión establece el nivel de detalle técnico-económico, del contenido de los Planes a los que hace referencia el artículo 5 de los Lineamientos. Lo anterior, con el objeto de que los Operadores Petroleros cuenten con una pauta, al momento de elaborar y someter a aprobación de la Comisión los referidos Planes.
XV.       Hidratos de Gas: Recurso hidrocarburo compuesto por acumulaciones cristalinas formadas por gas y agua, que al encontrarse en condiciones de altas presiones y bajas temperaturas forman sólidos similares al hielo.
XVI.      Incorporación de Reservas: Etapa de la Exploración cuyas actividades tienen como objetivo descubrir acumulaciones comerciales de Hidrocarburos, a partir de la definición de prospectos exploratorios y la perforación de pozos. Los volúmenes de Reservas incorporadas se asocian con Yacimientos descubiertos.
XVII.     Lineamientos: Los presentes Lineamientos.
XVIII.     Lutitas: Rocas sedimentarias detríticas o clásticas constituidas por partículas de tamaño de arcilla y limo. Las Lutitas pueden ser rocas generadoras y almacenadoras de Petróleo y de Gas Natural.
XIX.      Manifiesto. Documento por el que los Operadores Petroleros declaran ante la Comisión la comercialidad de determinado volumen de hidrocarburos.
XX.       Materiales: Maquinarias, herramientas, equipos, artículos, suministros, tuberías, plataformas de perforación o producción, artefactos navales, plantas, infraestructura y otras instalaciones adquiridas, suministradas, arrendadas o poseídas de cualquier otra forma para su utilización en las actividades petroleras, incluyendo las instalaciones de recolección.
XXI.      Mejores Prácticas de la Industria. Significan los métodos, estándares y procedimientos generalmente aceptados, publicados y acatados por Operadores expertos, prudentes y diligentes, con experiencia en materia de Exploración, Evaluación, Desarrollo, Extracción de Hidrocarburos y Abandono, los cuales, en el ejercicio de un criterio razonable y a la luz de los hechos conocidos al momento de tomar una decisión, se consideraría que obtendrían los resultados planeados e incrementarían los beneficios económicos de la Extracción de los Hidrocarburos dentro del Área de Asignación Petrolera y Contractual.
XXII.     Normativa: Conjunto de disposiciones administrativas, lineamientos, Guías, manuales, instructivos, formatos o normas técnicas emitidas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos o autoridades competentes en la materia para la instrumentación de las Leyes del sector energético.
XXIII.     Operador Petrolero: Se refiere a los Asignatarios y Contratistas, incluyendo a los Contratistas que conforme al Artículo 27 de la Ley de Hidrocarburos, lleven a cabo la Exploración y Extracción del Gas Natural contenido en la veta de carbón mineral.
XXIV.    Planes: Los Planes de Exploración de Hidrocarburos y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos sujetos a dictamen por parte de la Comisión.
XXV.     Plan de Exploración: Documento indicativo aprobado por la Comisión, en el que el Operador Petrolero describe de manera secuencial, las actividades exploratorias y programas asociados a éstas, en razón de una Asignación o Contrato del que es titular. Lo anterior, de conformidad con la fracción XIV del artículo 4o. y 43 de la Ley de Hidrocarburos, así como en términos de la regulación y guías en la materia emitidas por la Comisión.
XXVI.    Plan de Desarrollo para la Extracción: Documento indicativo aprobado por la Comisión, en el que el Operador Petrolero describe de manera secuencial, las actividades relacionadas al proceso de Extracción de Hidrocarburos y programas asociados a éstas, en razón de una Asignación o Contrato del que es titular. Lo anterior, de conformidad con la fracción XV, del artículo 4o. y el artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos, así como en términos de la regulación y
guías en la materia emitidas por la Comisión.
XXVII.   Plan provisional. Documento conforme al cual los Operadores Petroleros someten a aprobación de la Comisión un Plan que les permita garantizar la continuidad operativa de las actividades de exploración o producción, mientras se realiza alguno de los procesos de migración a los que hace referencia el artículo 24 de los Lineamientos.
XXVIII.   Play: Conjunto de campos o prospectos que contiene potenciales acumulaciones de petróleo y que comparten características similares de rocas generadora, almacenadora y sello, así como los mismos procesos de generación, migración y acumulación de hidrocarburos.
XXIX.    Pozo: Es la perforación efectuada en el subsuelo para comunicar la superficie con el Yacimiento con barrenas de diferentes diámetros a diversas profundidades, llamadas etapas de perforación, para la prospección o extracción de hidrocarburos del Yacimiento, se pueden clasificar dependiendo de su objetivo, ubicación, trayectoria o función;
XXX.     Programas asociados: Documento donde se detallan las actividades petroleras que serán realizadas por el Operador Petrolero durante el período aplicable, incluyendo el tiempo requerido para la realización de cada actividad descrita en dicho programa. Lo anterior, conforme a los Contratos y Asignaciones los Operadores Petroleros. Los Programas asociados a los Planes son los relativos al cumplimiento del porcentaje de contenido nacional; de transferencia tecnológica; de Administración de Riesgos; de inversiones; mínimo, indicativo y de trabajo en general, así como el presupuesto correspondiente; de trabajo relativo a las actividades de evaluación; de aprovechamiento de gas; de medición; de perforación de pozos; de recuperación avanzada;
El nivel de detalle y presentación para la aprobación de dichos Programas de trabajo deberán documentarse conforme a la Guía que para tal efecto establece la Comisión. A través del seguimiento de los Programas, la Comisión supervisará el cumplimiento de los Planes.
XXXI.    Responsable Oficial: Persona designada por el Operador Petrolero como su representante, y quien será responsable de la ejecución de los Planes y de la comunicación con la Comisión en materia de los presentes Lineamientos, el cual deberá contar con las facultades para comprometer u obligar al Operador Petrolero, en relación con los presentes Lineamientos.
XXXII.   Secretaría: Secretaría de Energía.
XXXIII.   Unificación: Acciones respecto de un Campo, Yacimiento o instalaciones compartidas o susceptibles de compartir, instruidas por la Secretaría, previo Dictamen de la Comisión, para hacer más eficientes los procesos de Exploración y Extracción, distribuyéndose entre los Operadores Petroleros que participan, en la proporción correspondiente, las erogaciones realizadas y los beneficios obtenidos.
XXXIV.  Yacimiento: Porción de trampa geológica que contiene Hidrocarburos y que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado.
XXXV.   Yacimiento No Convencional de Lutitas: Formación de Lutitas con propiedades petrofísicas, geoquímicas y geomecánicas adecuadas que le permiten generar y contener hidrocarburos, los cuales pueden ser producidos mediante técnicas especiales como fracturamiento hidráulico en pozos horizontales.
Artículo 4. De los medios de comunicación entre los Operadores Petroleros y la Comisión. Los Operadores Petroleros deberán hacer entrega de la información o documentación referida en los Lineamientos por escrito o a través de medios remotos de comunicación electrónica. Lo anterior, en términos de los formatos y medios que para tal efecto la Comisión establezca.
Las solicitudes de autorización y toda la información para cumplir con los requisitos y criterios de evaluación de los proyectos de Planes presentados por los Operadores Petroleros deberán realizarse en idioma español. La Comisión podrá permitir por excepción, la presentación de documentos en idioma inglés,
sólo cuando éstos sean parte del soporte técnico-descriptivo de los estándares, mejores prácticas o materiales a utilizar en la ejecución de los Planes.
La Comisión podrá definir acciones de mejora en el proceso de implementación de los Lineamientos, tales como mecanismos automatizados de documentación y supervisión del cumplimiento de los Planes aprobados, así como el desarrollo de sistemas y bases de datos o cualquier otro método que mejore la eficiencia en el reporte y cumplimiento de las obligaciones establecidas en la presente regulación.
Sin perjuicio de lo anterior, las notificaciones por parte de la Comisión se realizarán en términos del capítulo sexto, Título Tercero de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.
Artículo 5. De la clasificación de la información. La Comisión clasificará la información recibida con motivo del cumplimiento de los Lineamientos como reservada o confidencial, en términos de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental. Lo anterior, sin perjuicio de la información que la Comisión deba hacer pública o con motivo del cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos o de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en materia Energética, o por mandato de autoridad competente.
Título II
De las Disposiciones técnicas y contenido de los Planes
Capítulo I
De las Disposiciones comunes para los Planes
Artículo 6. De los Planes sujetos a la aprobación por parte de la Comisión. La Comisión deberá aprobar los siguientes Planes:
I.          Planes de Exploración de Hidrocarburos;
II.         Planes de Desarrollo para la Extracción;
III.        Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Lutitas;
IV.        Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en la veta de carbón mineral.
V.         Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas.
Artículo 7. De los principios y criterios que rigen la evaluación técnica de los Planes por parte de la Comisión. En la evaluación de los proyectos de Planes que los Operadores Petroleros presenten o de sus modificaciones la Comisión procurará el mayor beneficio para el país, a través de la maximización del valor de los hidrocarburos.
Para tal efecto, la Comisión revisará de manera integral los Planes, junto con los Programas asociados a éstos, para que permitan la consecución de los objetivos establecidos en los Contratos y Asignaciones suscritos. Lo anterior, de conformidad con lo establecido los artículos 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en materia Energética y 44 de la Ley de Hidrocarburos, respecto de los siguientes principios:
I.          Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país;
II.         Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación;
III.        La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación y, a partir de los recursos prospectivos a incorporar, con base en la tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos;
IV.        La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos;
V.         Asegurar que los procesos administrativos a su cargo, respecto de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, se realicen con apego a los principios de transparencia, honradez, certeza, legalidad, objetividad, imparcialidad, eficacia y eficiencia;
VI.        Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en
beneficio del país, y
VII.       Procurar el aprovechamiento del gas natural asociado en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
Artículo 8. De los elementos a evaluar en el Dictamen. Para la emisión del Dictamen a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, la Comisión evaluará de los proyectos de Planes presentados por los Operadores Petroleros, al menos, los siguientes aspectos:
I.          En relación con los Planes de Exploración de hidrocarburos y asociados a Lutitas, a las vetas de carbón mineral y en hidratos de gas, la Comisión evaluará si éstos han sido estructurados y elaborados con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria a nivel internacional para la evaluación del potencial de Hidrocarburos, la incorporación de las reservas y la caracterización inicial y delimitación de los Yacimientos.
Lo anterior, de conformidad con lo establecido en los Lineamientos y las Disposiciones técnicas emitidas por la Comisión, en materia de medición, aprovechamiento de gas, evaluación y cuantificación de recursos prospectivos, contingentes y reservas, así como para la autorización de perforación de pozos petroleros.
Asimismo, evaluará si los Planes de Exploración presentados permiten correlacionar los objetivos establecidos en las Asignaciones y Contratos, según corresponda, con base en los siguientes elementos contenidos dentro del mismo:
a)    Las actividades programadas conforme al área a explorar;
b)    Las consideraciones para la evaluación del potencial petrolero o incorporación de reservas o para la caracterización y delimitación;
c)    El pronóstico de la incorporación de Reservas;
d)    La tecnología a utilizar
e)    Las inversiones Programadas;
f)     El aprovechamiento de Gas Natural;
g)    En caso de que existan volúmenes de producción comercial derivados de pruebas de pozos, éstos deberán ser reportados, en términos de la regulación que para tal efecto emita la Comisión;
h)    Los indicadores de supervisión del cumplimiento de las metas Programadas.
II.         En relación con los Planes de Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos y para aquellos asociados a Lutitas, a las vetas de carbón mineral y en hidratos de gas, la Comisión evaluará si éstos, en conjunto con sus Programas de trabajo, han sido estructurados y elaborados con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración que la tecnología y el Plan de producción 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.
Asimismo, la Comisión evaluará si los Planes de Desarrollo para la Extracción propuestos, permiten correlacionar los objetivos establecidos en las Asignaciones y Contratos, según corresponda, con base en los siguientes elementos contenidos dentro del mismo:
a)    Las actividades programadas conforme al área a desarrollar para la extracción;
b)    Las consideraciones para el desarrollo de los campos/yacimientos;
c)    Pronóstico de producción de Hidrocarburos;
d)    La tecnología a utilizar;
e)    Los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, en términos de la regulación que para tal efecto emita la Comisión;
f)     Las Inversiones Programadas;
 
g)    El aprovechamiento de gas natural; y
h)    Los indicadores de supervisión del cumplimiento de las metas programadas.
Los proyectos de los Planes serán presentados por el Operador Petrolero conforme el nivel de detalle señalados en las Guías.
Artículo 9. De las Guías relativas al contenido de los Planes. El contenido de los Planes está detallado en las siguientes Guías:
I.          Guía para los Planes de Exploración de Hidrocarburos, la cual es identificada como Anexo I de los Lineamientos.
II.         Guía para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, la cual es identificada como Anexo II de los Lineamientos.
III.        Guía para los Planes de Exploración y para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Lutitas, la cual es identificada como Anexo III de los Lineamientos.
IV.        Guía para los Planes de Exploración y para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en la veta de carbón mineral, la cual es identificada como Anexo IV de los Lineamientos.
V.         Guía para los Planes de Exploración y para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas, la cual es identificada como Anexo V de los Lineamientos.
VI.        Guía para los Planes provisionales, la cual es identificada como Anexo VI de los Lineamientos.
VII.       Guía para la presentación de los Programas relacionados con los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de hidrocarburos y sus modificaciones, la cual es identificada como Anexo VII de los Lineamientos.
Conforme a la información de las Guías, la Comisión elaborará el Dictamen de los Planes.
Artículo 10. De las metodologías para la elaboración y ejecución de los Planes. Los Operadores Petroleros son responsables de adoptar las metodologías para la elaboración, ejecución y control de los Planes.
Conforme a dichas metodologías y las Guías a las que hace referencia el artículo 9 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros presentarán los proyectos de Planes para que la Comisión realice sus funciones en materia de Dictamen y aprobación.
El Operador Petrolero deberá detallar, a través de la presentación de los proyectos de los Planes correspondientes, las soluciones técnicas, operativas y económicas que permitan la realización de los objetivos establecidos en los Contratos y Asignaciones.
Artículo 11. Del análisis técnico económico que sirve de base a los Planes. Los proyectos de Planes que presente el Operador Petrolero deberán contar con el respectivo análisis técnico económico que sustente que éstos identifican y adoptan las alternativas idóneas, para el cumplimiento de los objetivos establecidos en los Contratos y Asignaciones respectivos.
Dicho análisis deberá contener el nivel de detalle establecido en el apartado de las Guías a las que hace referencia el artículo 9 correspondiente y, conforme al cual, se describirá de forma amplia el análisis técnico económico para la selección del mejor escenario que asegure que los Planes y Programas de trabajo además de cumplir con los objetivos establecidos en los Contratos y Asignaciones también cumplan con los siguientes criterios:
I.          La maximización del valor de los hidrocarburos, a lo largo del ciclo de vida de los yacimientos y campos. Lo anterior, en condiciones económicamente viables;
II.         La selección de las Mejores Prácticas de la Industria;
III.        La incorporación de Reservas;
IV.        El uso eficiente del área, con base en la tecnología disponible;
V.         Que los Programas de producción de los Hidrocarburos permiten maximizar el Factor de
Recuperación de los hidrocarburos, en condiciones económicamente viables;
VI.        Que el programa de aprovechamiento de gas natural, permita la máxima recuperación del gas natural asociado a lo largo de la Cadena de Valor, para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Lo anterior, atendiendo los principios establecidos en la normativa emitida en la materia por la Comisión;
VII.       Que los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, cumplen con los principios y criterios establecidos en la normativa emitida en la materia por la Comisión.
VIII.      Las variables utilizadas y memoria de cálculo con base en las cuales definieron la mejor opción, para estructurar los respectivos Planes.
El número de años que considerará el análisis técnico económico será conforme a la Cadena de Valor y al ciclo productivo de los Campos y Yacimientos contenidos en el Área de Asignación o Contractual y conforme a los apartados de las Guías correspondientes.
Artículo 12. De la inclusión de indicadores clave de desempeño en los Planes. La Comisión considerará como indicadores clave de desempeño, las variables cualitativas y cuantitativas que miden el grado de cumplimiento de las metas y objetivos, establecidos en los Planes aprobados, así como de los objetivos a que se refiere el artículo 7 de los Lineamientos.
La Comisión establecerá, a través del apartado de las Guías correspondientes, el nivel de detalle con el que se reportarán los indicadores de desempeño de cada etapa y del Plan correspondiente. Lo anterior, de conformidad con el artículo 43, fracción III, de la Ley de Hidrocarburos.
Dichos indicadores permitirán supervisar, al menos, el cumplimiento a los siguientes elementos:
I.          Para los Planes de Exploración, los indicadores permitirán supervisar su cumplimiento, considerando las etapas de las actividades exploratorias, conforme a los siguientes elementos: i) evaluación del potencial petrolero, en función del ejercicio presupuestal y recursos prospectivos; ii) Incorporación de reservas, en función del ejercicio presupuestal; iii) tasa de éxito exploratorio; iv) tiempo de perforación de un pozo; así como los recursos prospectivos asociados al mismo; v) delimitación y caracterización inicial del yacimiento, respecto del ejercicio presupuestal; vi) tasa de éxito de perforación en la delimitación; vii) tiempo de perforación de un pozo, y reclasificación de reservas.
II.         Para los Planes de Desarrollo para la Extracción, los indicadores permitirán dar seguimiento, al menos, a los siguientes elementos: i) ejercicio Presupuestal programado; ii) Tiempo de perforación de un pozo, comparado con el programa; iii) Tiempo de reparaciones; iv) Tasa de éxito de perforación, para los pozos delimitadores, de desarrollo y para sus reparaciones; v) Factor de recuperación y presión del yacimiento; vi) Producción; vii) Gasto de operación; viii) desarrollo de reservas; así como iv) la inyección de fluido real, contra lo programado, de al menos, los siguientes compuestos: nitrógeno, gas natural, dióxido de carbono, vapor, surfactante, polímero y agua.
III.        Para los Planes de Exploración y Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Lutitas, los indicadores que apliquen de aquellos mencionados en las fracciones I y II del presente artículo, así como los siguientes: i) avance del proceso perforación-fracturamiento; ii) productividad; iii) producción acumulada actual post-fracturas;
IV.        Para los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en la veta de carbón mineral, los indicadores que permitan dar continuidad y seguimiento a las actividades exploratorias y que permitan supervisar el cumplimiento del Ejercicio Presupuestal; Tiempo de perforación de un pozo (Compararlo con el programa); Factor de recuperación; Producción; Gasto de operación y desarrollo de reservas;
V.         Para los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de hidratos de Gas, los indicadores que permitan dar continuidad y seguimiento a las actividades exploratorias y que
permitan supervisar el cumplimiento del Ejercicio Presupuestal; Tiempo de perforación de un pozo (Compararlo con el programa); Factor de recuperación; Producción; Gasto de operación y desarrollo de reservas;
Los indicadores relacionados con la ejecución y avance de los Planes evaluarán el avance real de las actividades y programas de trabajo relacionados, respecto lo programado.
Artículo 13. Del cumplimiento de la normativa de otras autoridades. La Comisión emitirá el dictamen y, en su caso, la aprobación correspondiente a los Planes respectivos, sin perjuicio de la obligación de los Operadores Petroleros de atender la Normativa emitida por las autoridades competentes en materia de hidrocarburos, así como todas aquéllas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades contenidas en los Planes aprobados por la Comisión.
La Comisión se coordinará con las autoridades competentes para desarrollar los mecanismos de comunicación, que permitan realizar la evaluación integral de los Planes así como para propiciar el desarrollo de las actividades petroleras. De manera particular, la Comisión remitirá a la Agencia y a la Secretaría de Economía las secciones de los Planes correspondientes a los programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional y de Administración de Riesgos o en el Sistema de Administración de riesgos correspondientes. Ello, para que de conformidad con su normativa, resuelva lo conducente.
Artículo 14. De la información que la Comisión comunicará a las autoridades competentes, para emitir el dictamen de los Planes correspondientes. La Comisión podrá mantener comunicación constante con la Agencia, la Secretaría de Energía y la Secretaría de Economía respecto de los siguientes conceptos materia de los Lineamientos, en términos del convenio de colaboración que se firme para tal efecto:
I.          La presentación del Plan, junto con los programas de contenido nacional y de Administración de Riesgos o en el Sistema de Administración de riesgos correspondientes;
II.         La aprobación del Plan y el Dictamen Final respectivo;
III.        La presentación de solicitudes de modificaciones al Plan y su respectiva aprobación;
IV.        Los indicadores de desempeño, y
V.         Cualquier otro asunto que sea solicitado por la Agencia, la Secretaría de Energía o de Economía, o que la Comisión considere pertinente, en ejercicio de sus respectivas atribuciones.
Adicionalmente, la Comisión podrá coordinarse con las autoridades referidas en el presente artículo para analizar y evaluar el Plan, así como sus modificaciones. Lo anterior, en el marco de sus respectivas facultades y con la finalidad de que se cumpla con el objetivo de maximizar el Factor de Recuperación y la obtención del volumen máximo de Petróleo y Gas Natural, bajo condiciones económicamente viables, sustentables y con la adecuada seguridad industrial, operativa y protección al ambiente.
Capítulo II
Del contenido de los Planes
Artículo 15. Del Plan de Exploración. El Plan presentado por los Operadores Petroleros deberá ser acorde con las características geológicas del área, considerar las etapas de la cadena de valor e incluir, con el máximo nivel de detalle, los elementos a los cuales hace referencia el artículo 16 de los Lineamientos.
Previa autorización de la Comisión, el Plan de Exploración deberá actualizarse cada vez que las circunstancias de ejecución del mismo y el incremento del conocimiento del área en exploración conlleven a una adecuación de los objetivos.
El Plan presentado para las actividades de Exploración deberá ser acorde a las siguientes etapas de la cadena de valor:
I.          Evaluación del potencial petrolero;
II.         Incorporación de Reservas de Hidrocarburos; y
III.        Delimitación y Caracterización de Yacimientos.
 
Artículo 16. Del contenido de los Planes de Exploración de Hidrocarburos. Para los Planes de Exploración, los Operadores Petroleros deberán presentar su proyecto, con el nivel de detalle establecido en la Guía para los Planes de Exploración, el cual se adjunta como Anexo I de estos Lineamientos. Dicho proyecto deberá detallar la siguiente información:
I.          Resumen Ejecutivo:
II.         Información General:
III.        Plan de Exploración:
IV.        Primer programa de trabajo:
V.         Indicadores clave de desempeño para el Plan de Exploración;
El Operador Petrolero presentará el referido Plan, conforme al nivel de detalle establecido en la Guía para los Planes de Exploración, el cual se adjunta como Anexo I de estos Lineamientos.
Artículo 17. De la aprobación del Programa relativo a las actividades de Evaluación, conforme a las Asignaciones y Contratos correspondientes. En los términos establecidos en las Asignaciones y los Contratos correspondientes, si dentro de la ejecución de un Plan, un Operador declara la existencia de un descubrimiento, deberá someter a aprobación de la Comisión el mismo.
Lo anterior, de conformidad con los plazos, términos y requisitos establecidos por la Asignación o en el Contrato correspondiente y conforme al nivel de detalle establecido en la Guía por la que los Operadores Petroleros presentarán los Programas asociados a los Planes y la cual es identificada como Anexo VII de los Lineamientos.
Dicho Programa de Evaluación contendrá la siguiente información:
I.          Resumen ejecutivo;
II.         Información General del Descubrimiento;
III.        Programa de Evaluación;
IV.        Resultados del Periodo de Evaluación;
V.         Reporte de actividades de la Evaluación del Descubrimiento:
a)    Datos técnicos, mapas y reportes relativos al Área Contractual,
b)    La estimación de los volúmenes de Hidrocarburos descubiertos,
c)    Pronóstico de la tasa máxima de eficiencia de producción,
d)    Estudio de la viabilidad del desarrollo del Área de Evaluación,
e)    Conclusiones generales,
f)     Declaración de comercialidad,
VI.        En su caso, recursos prospectivos y probabilidad geológica.
Artículo 18. Del Manifiesto de Evaluación respecto de la Declaración de Comercialidad. Los Operadores Petroleros deberán declarar mediante el formato de Manifiesto que para tal efecto establezca la Comisión, la Declaración de Comercialidad de los hidrocarburos contenidos en una porción del área contractual o de Asignación otorgados, en la que queda contenida la extensión completa de la estructura o trampa geológica en la que el Descubrimiento se realizó. Lo anterior, conforme a los requisitos establecidos en la Asignación o los Contratos correspondientes.
Conforme a dicho Manifiesto, los Operadores Petroleros que declaran la comercialidad de un Descubrimiento, deberán describir los siguientes elementos:
I.          Documento donde detalla los resultados obtenidos de la ejecución del programa de evaluación del Descubrimiento;
 
II.         Informe de evaluación conforme lo establezca el Contrato o Asignación correspondiente.
Con base en dicho Manifiesto, el Operador Petrolero señalará la fecha en la que presentará a la Comisión el Plan de Desarrollo para la Extracción de los hidrocarburos descubiertos.
Artículo 19. Del Plan de Desarrollo para la Extracción. El Plan de Desarrollo para la Extracción que presenten los Operadores Petroleros deberá incluir, con el máximo nivel de detalle la información que permita la Planeación de cada una de las actividades necesarias para la Extracción de Hidrocarburos, un resumen ejecutivo de la propuesta, los objetivos y el Programa de Trabajo.
El Plan de Desarrollo para la Extracción deberá actualizarse cada vez que las circunstancias de ejecución del mismo requieran una modificación a los objetivos detallados en el artículo 7 de los Lineamientos aplicables a las actividades del Plan que se estén desarrollando. Lo anterior, previa autorización de la Comisión.
Artículo 20. Del contenido de los Planes de Desarrollo para la Extracción. Los Operadores Petroleros deberán detallar conforme a la Guía correspondiente, la siguiente información que sustente las actividades consideradas en el Plan de Desarrollo para la Extracción:
I.          Resumen ejecutivo;
II.         Aspectos de geociencias;
III.        Descripción del Plan de Desarrollo para la Extracción;
IV.        Reservas de hidrocarburos;
V.         Evaluación económica;
VI.        Recursos Prospectivos y Probabilidad Geológica;
VII.       Mecanismos de medición;
VIII.      Programa de aprovechamiento de gas asociado;
IX.        Aspectos de seguridad industrial y protección ambiental;
X.         Administración de riesgos;
XI.        Contenido nacional;
XII.       Programas asociados a los Planes de Desarrollo para la Extracción, y
XIII.      En su caso, la justificación de las modificaciones al Plan de Desarrollo para la extracción.
El Operador Petrolero presentará el referido proyecto de Plan conforme al nivel de detalle establecido en la Guía para el Plan de Desarrollo para la Extracción, el cual se adjunta como Anexo II de estos Lineamientos.
Artículo 21. Del contenido del Plan de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Yacimientos no convencionales de Lutitas. Para la sección del proceso exploratorio y las secciones de instalaciones y de desarrollo del Plan de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Yacimientos no convencionales de Lutitas, los Operadores Petroleros deberán detallar la siguiente información y documentos que sustente las actividades Planeadas:
I.          Plan de Exploración:
a)    Información General;
b)    Información geológica, geofísica y geoquímica de soporte para el Plan Exploratorio;
c)    Objetivos, alcances y estrategia;
d)    Descripción técnica del Plan de Exploración;
e)    Opciones tecnológicas;
f)     Programas asociados a los Planes de Exploración;
g)    Recursos prospectivos y probabilidad geológica;
 
h)    Evaluación económica;
i)     Descripción de las unidades de perforación y del equipo asociado;
j)     Programa de aprovechamiento de Gas Natural en términos de lo establecido en la regulación que para tal efecto emita la Comisión;
k)    Contenido nacional, y
l)     Las demás que el Operador Petrolero considere necesarias para que la Comisión evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración.
II.         Contenido del Plan para el Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Yacimientos no convencionales de Lutitas:
a)    Resumen ejecutivo;
b)    Aspectos de geociencias;
c)    Descripción del Plan de Desarrollo de extracción;
d)    En su caso, recursos prospectivos, recursos técnicamente recuperables y reservas de hidrocarburos;
e)    Evaluación económica;
f)     Mecanismos de medición;
g)    Programas asociados a los Planes de Desarrollo para la Extracción;
h)    Aspectos de seguridad industrial y protección ambiental;
i)     Administración de riesgos;
j)     Contenido nacional, y
k)    En su caso, la justificación de las modificaciones al Plan de Desarrollo de extracción.
El Operador Petrolero presentará el referido proyecto de Plan, conforme al nivel de detalle establecido en la Guía para los Planes de Exploración y los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos masivo asociados a Yacimientos no convencionales de Lutitas, el cual se adjunta como Anexo III de estos Lineamientos.
Artículo 22. Del contenido del Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en las vetas de carbón mineral. Para la sección del proceso exploratorio y la sección de desarrollo del mencionado Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en las vetas de carbón mineral, los Operadores Petroleros deberán detallar la siguiente información y documentos que sustente las actividades Planeadas:
I.          Plan de Exploración:
a)    Información General;
b)    Información geológica, geofísica y geoquímica de soporte para el Plan Exploratorio;
c)    Objetivos, alcances y estrategia;
d)    Descripción técnica del Plan de Exploración;
e)    Recursos prospectivos y probabilidad geológica;
f)     Contenido nacional, y
g)    Las demás que el Operador Petrolero considere necesarias para que la Comisión evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración.
II.         Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural Contenido en Vetas de Carbón Mineral:
a)    Resumen ejecutivo;
 
b)    Aspectos de geociencias;
c)    Descripción del Plan de Desarrollo para la extracción;
d)    Reservas de hidrocarburos;
e)    Evaluación económica;
f)     Mecanismos de medición;
g)    Programas asociados a los Planes de Desarrollo para la Extracción;
h)    Aspectos de seguridad industrial y protección ambiental;
i)     Administración de riesgos;
j)     Contenido nacional, y
k)    En su caso, la justificación de las modificaciones al Plan de Desarrollo para la extracción.
El Operador Petrolero presentará el referido Plan, conforme al nivel de detalle establecido en la Guía para los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en la veta de carbón mineral, el cual se adjunta como Anexo IV de estos Lineamientos.
Artículo 23. Del contenido del Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidratos de Gas. Para la sección del proceso exploratorio y la sección de desarrollo del Plan de Exploración y del Plan de desarrollo para la Extracción de Hidratos de Gas, los Operadores Petroleros deberán detallar la siguiente información y documentos que sustente las actividades Planeadas:
I.          Plan de Exploración:
a)    Información General;
b)    Información geológica, geofísica y geoquímica de soporte para el Plan Exploratorio;
c)    Objetivos, alcances y estrategia;
d)    Descripción técnica del Plan de Exploración;
e)    Opciones tecnológicas;
f)     Programas asociados a los Planes de Exploración;
g)    Evaluación económica;
h)    Recursos Prospectivos y probabilidad geológica;
i)     Descripción de las unidades de perforación y del equipo asociado;
j)     Programa de aprovechamiento de Gas Natural en términos de lo establecido en la regulación que para tal efecto emita la Comisión;
k)    Contenido nacional, y
l)     Las demás que el Operador Petrolero considere necesarias para que la Comisión evalúe y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración.
II.         Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidratos de Gas:
a)    Resumen ejecutivo;
b)    Aspectos de geociencias;
c)    Descripción del Plan de Desarrollo para la Extracción;
d)    Reservas de hidrocarburos;
e)    Evaluación económica;
f)     Mecanismos de medición;
 
g)    Programas asociados a los Planes de Desarrollo para la Extracción;
h)    Aspectos de seguridad industrial y protección ambiental;
i)     Administración de riesgos;
j)     Contenido nacional, y
k)    En su caso, la justificación de las modificaciones al Plan de Desarrollo de extracción.
El Operador Petrolero presentará el referido Plan, conforme al nivel de detalle establecido en la Guía para los Planes de Exploración y los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidratos de Gas, el cual se adjunta como Anexo V de estos Lineamientos.
Artículo 24. De los Planes provisionales derivados de procedimientos de migración. Con el objeto de lograr la continuidad operativa de exploración o de producción en un área contractual o de una Asignación, los Operadores Petroleros deberán someter a aprobación de la Comisión una propuesta de Plan provisional, cuando soliciten alguno de los siguientes procesos de migración:
I.          Cuando se pretenda migrar de un Título de Asignación a un Contrato;
II.         Cuando se pretenda migrar de Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP) o Contratos de Obra Pública Financiada (COPF), a los nuevos contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos.
Dichos Planes provisionales deberán detallar las actividades programadas y en ejecución, que permitan darle continuidad operativa a las actividades de extracción, mientras se realizan las modificaciones a los Términos y Condiciones del o los Contratos y se presentan los Planes definitivos.
Los Operadores Petroleros presentarán el referido proyecto de Plan provisional, conforme al nivel de detalle establecido en el apartado de las Guías correspondientes, al mismo tiempo que presentan la solicitud de migraciones correspondientes.
Por su parte, la Comisión realizará la revisión y dictamen del referido Plan provisional, al mismo tiempo que se realiza el proceso de migración. La vigencia de estos Planes no podrá ser mayor de un año. Los Operadores Petroleros podrán solicitar una prórroga no mayor a un tercio del plazo otorgado originalmente.
La realización de estos Planes provisionales se aplicará también, cuando se sometan a aprobación procesos de alianzas o asociaciones a las que hacen referencia los artículos 14 a 16 de la Ley de Hidrocarburos, y conforme a los cuales deben realizarse modificaciones a los Planes aprobados.
Los Operadores Petroleros deberán tomar las previsiones necesarias, para que al término del plazo referido en el presente artículo, entre en operación el Plan aprobado, así como a los Programas asociados a los Planes correspondientes.
Para la aprobación de dicho Plan, la Comisión contará con 15 días hábiles para evaluar la suficiencia de información o, en su caso, prevenir por una sola ocasión a los Operadores Petroleros de los faltantes o inconsistencias identificadas en el proyecto de Plan provisional.
Por su parte, los Operadores Petroleros contarán con 10 días hábiles para atender la referida prevención así como realizar las aclaraciones o precisiones correspondientes. Terminado dicho plazo, la Comisión evaluará el proyecto de Plan provisional, con el objeto de asegurar la continuidad de las actividades, mientras se realizan los procedimientos de migración señalados en el presente artículo.
La Comisión resolverá en definitiva los términos del Plan provisional y lo notificará a los Operadores Petroleros antes de que termine el procedimiento de migración correspondiente. Durante su proceso de evaluación, la Comisión y los Operadores Petroleros podrán realizar audiencias o comparecencias. De no resolver la procedencia del Plan provisional en el tiempo proyectado, se aplicará la afirmativa ficta.
Título III
Del procedimiento de aprobación de los proyectos de Planes presentados por los Operadores
Petroleros y sus modificaciones
 
Capítulo I
Del proceso de aprobación de los proyectos de Planes
Artículo 25. De la presentación de los proyectos de Planes. Los Operadores Petroleros deberán presentar para su dictamen el o los proyectos de Planes que, de conformidad con las Asignaciones y Contratos, están sujetos a aprobación por parte de la Comisión.
Junto con los referidos proyectos de Planes y demás documentación soporte, los Operadores presentarán el formato establecido por la Comisión, por el que manifieste su solicitud de inicio de procedimiento para el Dictamen, adjuntando el comprobante de pago de los derechos o aprovechamientos respectivos. Lo anterior, dentro del plazo previsto para tal efecto en la Asignación o Contrato de que se trate, así como en términos de las Guías y de los Lineamientos.
Artículo 26. De la revisión documental de la información y de la prevención de falta de ésta. Presentada y recibida la información a que se refiere el artículo anterior, la Comisión contará con un plazo hasta por 35 días hábiles, para emitir la declaratoria de suficiencia de información.
Dentro del plazo a que se refiere el párrafo anterior, la Comisión contará con un plazo no mayor a 15 días hábiles para realizar la revisión de la documentación y en su caso prevenir por una sola ocasión a los Operadores Petroleros de inconsistencias o faltantes de información.
Notificado lo anterior, el Operador Petrolero contará con 15 días hábiles para subsanar y aclarar lo que a su derecho corresponda.
Transcurrido el plazo otorgado al Operador Petrolero para la atención de la prevención a que se refiere el presente artículo, sin respuesta por parte de éste o recibida sin que haya quedado subsanado en su totalidad la prevención, la Comisión desechará el trámite. Lo anterior, dejando a salvo el derecho del Operador Petrolero para que pueda volver a presentar una nueva solicitud.
En caso de haber atendido en su totalidad la prevención correspondiente, la Comisión emitirá la declaratoria de suficiencia de información, dentro del plazo a que se refiere el primer párrafo del presente artículo y continuará con sus funciones de Dictamen.
Artículo 27. De la declaratoria de suficiencia de la información. Una vez trascurridos los plazos a que se refieren el Artículo 26 de los Lineamientos, la Comisión emitirá, a través de la Unidad Administrativa correspondiente, la declaratoria de suficiencia de información.
Para los casos en que la Comisión declare la no suficiencia de información, los Operadores Petroleros podrán presentar a la Comisión, posteriores solicitudes de aprobación de los proyectos de Planes.
Lo anterior, siempre y cuando éstas se realicen dentro del plazo previsto para la presentación de los Planes en la Asignación o Contrato según corresponda y con base en los apuntes, observaciones y adiciones identificados en solicitudes anteriores. Para tal efecto, se deberá adjuntar el comprobante de pago de los derechos o aprovechamientos respectivos a cada solicitud que se ingrese.
El procedimiento para las revisiones de solicitudes posteriores a la primera, será el mismo que el detallado en el Artículo 26 de los Lineamientos.
Artículo 28. De las comparecencias y audiencias durante la fase de suficiencia de la información. Iniciado el proceso de suficiencia documental y hasta el término del plazo otorgado para subsanar la prevención, la Comisión y los Operadores Petroleros podrán concertar la celebración de comparecencias y audiencias, a fin de que estos últimos manifiesten lo que a su derecho convenga, respecto de las observaciones o aclaraciones de la información realizadas por la Comisión.
Las aclaraciones y manifestaciones de los Operadores Petroleros recibidas durante dichas comparecencias y audiencias, podrán ser tomadas en consideración por parte de la Comisión para la declaratoria correspondiente.
Artículo 29. Del plazo para la emisión del Dictamen técnico. El plazo de 120 días naturales a que se
refiere el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos para la emisión del Dictamen técnico, comenzará a correr el día hábil inmediato siguiente a la notificación de la declaratoria de suficiencia de información.
Artículo 30. De la evaluación técnica. Una vez iniciado el plazo al que se refiere el artículo anterior, la Comisión iniciará con el procedimiento para la emisión del Dictamen de los Planes presentados, mediante una evaluación técnica a los mismos y de conformidad con los criterios y objetivos referidos en el Artículo 7 de los Lineamientos.
Artículo 31. De la emisión de un Dictamen técnico. La Comisión podrá emitir un dictamen técnico, el cual podrá ser preliminar o final, dentro de los primeros 75 días naturales con los que cuenta para realizar su evaluación. Lo anterior, con base en la evaluación técnica realizada conforme a los siguientes supuestos normativos:
I.          La Comisión emitirá un Dictamen técnico final, cuando haya concluido su proceso de evaluación técnica;
II.         El Dictamen preliminar podrá emitirse cuando:
a)    Como consecuencia de la evaluación técnica de los proyectos de Planes, la Comisión considera necesario realizar cuestionamientos específicos para mejor proveer; o bien,
b)    La Comisión considere la necesidad de proponerle al Operador Petrolero la realización de precisiones o adecuaciones técnicas a los proyectos de Planes o a sus Programas de Trabajo.
Para los casos en que se actualice el supuesto de la fracción II del Presente artículo, los Operadores Petroleros podrán manifestar respecto de dicho dictamen lo que a su derecho convenga. Lo anterior, en función de las observaciones o adecuaciones propuestas por la Comisión, o bien, de las adecuaciones que el propio Operador Petrolero realice al proyecto de Plan presentado originalmente.
En su respuesta al Dictamen preliminar, los Operadores Petrolero podrán exponer las razones técnicas que consideren necesarias y, en su caso, adjuntar la documentación soporte para mejor proveer, que justifiquen los términos del Plan presentado o de sus Programas.
Para lo anterior, el Operador Petrolero contará con un plazo de 15 días naturales, contados partir de la fecha de notificación del dictamen preliminar.
Transcurridos los plazos a que se refiere el párrafo anterior, la Comisión contará con un plazo de 25 días naturales para emitir el Dictamen técnico final.
Artículo 32. De la celebración de comparecencias y audiencias. Durante el plazo a que se refiere el Artículo 29 y hasta 15 días naturales antes de la emisión del Dictamen técnico final, la Comisión y los Operadores Petroleros podrán concertar la celebración de audiencias, que permitan a las partes realizar las aclaraciones o adecuaciones correspondientes.
La información recibida con motivo de la celebración de las comparecencias y audiencias durante el plazo señalado en el párrafo anterior, podrán ser consideradas por parte de la Comisión, para la emisión del dictamen técnico final correspondiente a que se refiere el Artículo 44 segundo párrafo de la Ley de Hidrocarburos.
Artículo 33. Del Dictamen técnico final. El Dictamen técnico final contendrá, entre otros, los siguientes elementos:
I.          Datos generales del Asignatario o Contratista así como los términos y condiciones de éstos, según corresponda;
II.         Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación;
III.        Los criterios de evaluación utilizados y aplicados en el dictamen técnico;
IV.        Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la Exploración y Extracción;
V.         El programa de administración de riesgos aprobado, y
VI.        Términos en los que es aprobado el Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción de
Hidrocarburos aprobados y las métricas de evaluación de los mismos, o bien, la no aprobación del mismo y las razones correspondientes.
Artículo 34. De la resolución de la Comisión. Una vez emitido el Dictamen técnico final, será puesto a disposición del Órgano de Gobierno de la Comisión, a fin de que éste emita dentro de los 10 días naturales siguientes, la resolución correspondiente al Dictamen técnico de que se trate.
Dicha Resolución establecerá:
I.          Aprobar el Plan en los términos propuestos, junto con sus Programas asociados a los Planes correspondientes;
II.         Negar la aprobación de los proyectos de Planes presentados, en caso de que no cumplan con los principios, objetivos y criterios de evaluación establecidos en las Asignaciones o Contrato, los Lineamientos y la Ley de Hidrocarburos.
La aprobación de los proyectos de Planes será condición necesaria para que pueda iniciarse la ejecución de los mismos. Lo anterior sin detrimento de la obtención de los permisos, autorizaciones y resoluciones favorables de las autoridades competentes en materia de impacto ambiental y social, entre otras.
Artículo 35. Del contenido de la resolución de la Comisión. La resolución que emita la Comisión contendrá, entre otros elementos, los siguientes:
I.          Datos generales del Dictamen técnico;
II.         Elementos generales del Plan;
III.        En relación con el Plan de Exploración:
a)    La observancia de las mejores prácticas a nivel internacional para la evaluación del potencial de Hidrocarburos;
b)    La incorporación de Reservas;
c)    La delimitación del área sujeta a la Asignación o al Contrato para la Exploración y Extracción, y
d)    Los Programas asociados a los Planes aprobados.
IV.        En relación con el Plan de desarrollo para la Extracción:
a)    La tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables;
b)    El programa de aprovechamiento del Gas Natural, y
c)    Los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos, así como la determinación del punto de medición.
V.         Aprobación de los indicadores de supervisión del cumplimiento, y
VI.        Los Programas asociados a los Planes aprobados.
Artículo 36. De la inscripción de los Planes en el Registro Público. Una vez que la Comisión haya emitido el dictamen técnico final correspondiente a los Planes presentados por el Operador Petrolero y aprobado los mismos mediante la emisión de la resolución correspondiente, se inscribirá dicha resolución en el Registro Público.
Ello, sin menoscabo de la obligación de mantener la confidencialidad de información que con dicho carácter entregue el Operador Petrolero, en cumplimiento de la presentación de los Planes y sin perjuicio de la información que la Comisión deba hacer pública o con motivo del cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos o de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en materia Energética, o por mandato de autoridad competente.
 
Capítulo II
De la concurrencia de actividades de exploración y extracción y el uso de información de los Planes
Artículo 37. De la concurrencia en una misma Área Contractual o de Asignación en la ejecución de los Planes. Tomando como base lo resuelto por la Secretaría de Energía respecto de la unificación de determinados Contratos, la Comisión, a través de su proceso de Dictamen, establecerá las acciones que podrán quedar comprendidas bajo un mismo Plan.
Por su parte, la Comisión realizará la evaluación de los Planes involucrados en el área de Unificación y adoptará las medidas e indicadores necesarios, para evaluar el cumplimiento de los principios y objetivos que deberán regir los Planes a los que se refiere el artículo 8 de los Lineamientos, así como de los Programas asociados a éstos.
Artículo 38. Del requerimiento de un proceso de Exploración durante la Extracción. Para los casos en que durante el desarrollo de las actividades de Extracción, se requiera la realización de un proceso exploratorio, el Operador Petrolero deberá incorporar en el proyecto de Plan de Desarrollo para la Extracción, el programa de exploración al que se refiere el Artículo 16 de los Lineamientos.
Dicho Programa exploratorio contendrá la descripción de las acciones en materia de Exploración y la justificación técnica y operativa por las cuales está interesado en realizar dicho proceso, así como los beneficios y posibles riesgos.
Artículo 39. Del manejo de la información. La información que recopile o genere el Operador Petrolero durante el desarrollo de las actividades de Planeación para la Exploración y Extracción es propiedad de la Nación, sin perjuicio de que el Operador Petrolero pueda generar interpretaciones propias de carácter confidencial relacionadas con dicha información. El manejo y disponibilidad de la información propiedad de la Nación estará sujeta a las disposiciones relativas al uso de información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.
Sin perjuicio de lo anterior, el Operador Petrolero podrá solicitar la clasificación de la información entregada, y la Comisión podrá clasificar la información, con el carácter de reservada, atendiendo a los criterios establecidos en los Artículos 13 y 14 de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental.
Capítulo III
De la modificación de los Planes
Artículo 40. De las modificaciones a los Planes. Los Planes deberán ser modificados, ya sea a instancia de la Comisión o a petición de los Operadores Petroleros, cuando se actualice alguno de los siguientes supuestos normativos:
I.          En materia de exploración, cuando:
a)    Se obtenga, a través de las actividades de exploración, información o conocimiento nuevo del subsuelo que haga deseable la modificación del Plan,
b)    De acuerdo con indicadores de desempeño adoptados, las variaciones en los Programas de trabajo hagan materialmente imposible la ejecución del Plan de Exploración,
c)    Existan modificaciones debido a condiciones comerciales, ambientales y de seguridad industrial que impacten el proyecto,
d)    Existan modificaciones a los Programas asociados los Planes, que tengan por efecto modificar las metas aprobadas en el Plan. Lo anterior, en el rango de variación establecido por la Comisión, conforme a las Guías correspondientes.
e)    Exista variación del monto de inversión:
Monto de Inversión (Pesos constantes)
Porcentaje de Variación (Máximo
aceptable)
Hasta 10 mil millones de pesos
20%
Mayor a 10 mil millones de pesos
15%
 
II.         En materia de extracción:
a)    Existan modificaciones en el alcance del Plan, cuando el avance y estado en el que se encuentren los yacimientos, presenta un cambio en su estrategia de extracción,
b)    Por el avance en las operaciones y el cambio en la cuantificación de las reservas,
c)    Existan modificaciones debido a condiciones comerciales, ambientales y de seguridad industrial que impacten el proyecto,
d)    Existan modificaciones en la meta de aprovechamiento de gas, sujeto a la normativa de gas correspondiente en el rango de variación establecido por la Comisión,
e)    Existan variaciones en el avance físico-presupuestal del Plan aprobado. Lo anterior, cuando se encuentre fuera del rango establecido por la Comisión, de acuerdo con el indicador establecido por la Comisión,
f)     Exista variación en el programa de operación del proyecto Lo anterior, cuando se encuentre fuera del rango establecido por la Comisión, de acuerdo con el indicador establecido por esta,
g)    Existan modificaciones en la Asignación de la Secretaría o de los Contratos correspondientes,
h)    Exista variación del monto de inversión:
Monto de Inversión (Pesos constantes)
Porcentaje de Variación (Máximo
aceptable)
Hasta 10 mil millones de pesos
20%
Mayor a 10 mil millones de pesos
15%
 
Corresponderá a la Comisión revisar, evaluar y decidir si con base en la información con la que cuenta, se requerirá la modificación de los Planes o de los programas de trabajo correspondientes.
Para la obtención de la aprobación a que se refiere el presente artículo, el Operador Petrolero deberá seguir el procedimiento y términos establecidos para la aprobación de los Planes, en los artículos 25 al 36 de los Lineamientos. Lo anterior, con el objeto de que el Operador Petrolero obtenga la aprobación de la Comisión mediante la resolución correspondiente.
Artículo 41. Del formato y documentación para la modificación de los Planes. Los Operadores Petroleros deberán remitir mediante el formato que para tal efecto emita la Comisión, la siguiente información:
I.          Comparativo del Plan aprobado y el proyecto de Plan con las modificaciones propuestas;
II.         Análisis costo-beneficio realizado por el que se estiman de manera cuantitativa o, en su caso cualitativa, los efectos derivados de la modificación del Plan en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique;
III.        Sustento documental de las modificaciones;
IV.        Las normas y Mejores Prácticas de la Industria a utilizar para la modificación en particular;
V.         Las nuevas versiones de los Programas asociados a los Planes. Lo anterior, conforme a la Guía emitida por la Comisión;
VI.        La demás que el Operador Petrolero considere necesaria para que la Comisión emita el Dictamen respectivo;
VII.       Para el caso de los Planes de Exploración, los Operadores Petroleros deberán remitir, además de lo referido en las fracciones I a VI del presente artículo, el apartado del Plan que conforme a la Guía se modificaría;
VIII.      Para el caso de los Planes de Desarrollo para la Extracción, los Operadores Petroleros deberán
remitir, además de lo referido en las fracciones I a VI del presente artículo, el apartado del Plan que conforme a la Guía se modificaría;
IX.        Para el caso de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Yacimientos no convencionales de Lutitas, los Operadores Petroleros deberán remitir, además de lo referido en las fracciones I a VI del presente artículo, el apartado del Plan que conforme a la Guía se modificaría;
X.         Para el caso de los Planes de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en vetas de carbón mineral deberá remitir, además de lo referido en las fracciones I a VI del presente artículo, el apartado del Plan que conforme a la Guía se modificaría, y
XI.        Para el caso de los Planes de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidratos de Gas deberán remitir, además de lo referido en las fracciones I a VI del presente artículo, el apartado del Plan que conforme a la Guía se modificaría.
Título IV
De la supervisión del cumplimiento de los Planes y las sanciones por incumplimiento
Capítulo I
De la supervisión del cumplimiento de los Planes
Artículo 42. Del seguimiento y la supervisión del cumplimiento de los Planes. La Comisión verificará el cumplimiento de la ejecución de los Planes, a través de los indicadores de supervisión del cumplimiento correspondiente y conforme al seguimiento de los Programas asociados a éstos.
La Comisión establecerá los sistemas informáticos, a través de los cuales los Operadores Petroleros reportarán la información referida. Lo anterior, conforme a los formatos y normativa de funcionamiento de los sistemas que la Comisión emita para tal efecto.
Para la interpretación y supervisión del cumplimiento del Plan conforme a los Lineamientos, la Comisión instaurará, substanciará y resolverá los procedimientos administrativos que correspondan.
Lo anterior, en los términos señalados en el presente Capítulo y conforme lo establecido en el Artículo 131 de la Ley de Hidrocarburos, la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y las demás aplicables.
Artículo 43. Del seguimiento a los Planes. La Comisión verificará el cumplimiento de la ejecución y dará seguimiento a los Planes aprobados, a través del cumplimiento de los Programas asociados a éstos. Lo anterior, mediante los siguientes mecanismos de reporte:
I.          Un informe mensual de las actividades exploratorias y de Desarrollo para la Extracción, que se estén desarrollando en la etapa del Plan en ejecución. Lo anterior, conforme al Anexo VII de los Lineamientos.
El Operador Petrolero deberá entregar este informe dentro de los siguientes 5 días hábiles posteriores al cumplimiento del mes a reportar, firmado por el responsable oficial del Área de Asignación o Contractual.
II.         Un informe anual de las actividades que se estén desarrollando en la etapa del Plan, conforme a la ejecución anual de los Programas asociados a éstos en ejecución. Lo anterior, conforme a lo establecido en el Anexo VII de los Lineamientos.
El Operador Petrolero deberá entregar este informe dentro de los siguientes 5 días hábiles posteriores al cumplimiento del año a reportar, firmado por el responsable oficial del Área de Asignación o Contractual.
La Comisión podrá emitir observaciones a los mismos dentro de los 15 días hábiles posteriores a su entrega. Por su parte, el Operador Petrolero contará con 10 días hábiles para atender dichas observaciones, contados a partir de su fecha de recepción.
De la retroalimentación que se haga a los informes mensuales y anuales de los Programas asociados a los Planes, la Comisión podrá iniciar un procedimiento de oficio, para la modificación de los Planes
correspondientes. Lo anterior, previa notificación que para tal efecto realice la Comisión al Operador Petrolero.
Artículo 44. De la notificación en caso de la posibilidad de incumplimiento de los Planes. El Operador Petrolero deberá notificar a la Comisión cualquier circunstancia que ponga en riesgo el cumplimiento del Plan aprobado por la Comisión, dentro de los siguientes 10 días hábiles de ocurrido el evento.
Artículo 45. De las acciones de supervisión del cumplimiento. La Comisión en términos del último párrafo del Artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos, la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y demás disposiciones aplicables, podrá realizar las acciones de supervisión necesarias para verificar el cumplimiento de los Planes. Dichas acciones podrán ser, entre otras, las siguientes:
I.          Solicitar la información relativa al cumplimiento del Plan aprobado;
II.         Acreditar a terceros independientes que lleven a cabo las acciones de supervisión, inspección y certificación, de acuerdo a la regulación que emita;
III.        Solicitar acceso a las bases de datos, documentación y sistemas que resguarden la información relativa al Plan;
IV.        Realizar visitas de verificación, inspección o supervisión programadas o no programadas para supervisar las instalaciones dedicadas a la Exploración o Extracción de Hidrocarburos, y
V.         Realizar comparecencias con el Operador Petrolero en las que puedan substanciarse la resolución de aclaraciones relativas al cumplimiento del Plan.
En todo momento, el Operador Petrolero permitirá el acceso y dará las facilidades al personal de la Comisión y terceros independientes a los que se refiere la fracción II del presente artículo, incluyendo la entrega de copias simples de la información solicitada y demás facilidades necesarias, para que realicen las acciones de verificación y supervisión a que se refiere el presente artículo. Lo anterior, conforme a las facilidades de protección personal y de transporte establecidas, en su caso, en la Asignación o el Contrato correspondiente.
Artículo 46. De la información que deberá estar disponible. El Operador Petrolero deberá mantener durante todo el tiempo en el que sean vigentes las Asignaciones y los Contratos correspondientes, cualquier información y documentación relacionada con el Plan, incluyendo lo relacionado con los equipos e instrumentos utilizados para la ejecución del mismo.
Artículo 47. De las medidas que se podrán tomar como resultado de la supervisión del cumplimiento. Como resultado de las acciones de supervisión, la Comisión podrá, en términos del artículo 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y las demás disposiciones aplicables:
I.          Iniciar un procedimiento de revisión del Plan con el objetivo de dictar las medidas preventivas o correctivas necesarias para evitar posibles riesgos asociados al incumplimiento del mismo, dentro del cual se podrá:
a)    Solicitar información complementaria para el análisis de la situación;
b)    Convocar a comparecencias para revisar y analizar, conjuntamente con el Operador Petrolero, las medidas preventivas o correctivas necesarias para cumplir con el Plan;
c)    Dictaminar las acciones adoptadas por parte del Operador Petrolero, para el cumplimiento del Plan, y
d)    Dictar las medidas necesarias para que se maximice la incorporación de Reservas de Hidrocarburos y el Factor de Recuperación de Hidrocarburos en el largo plazo.
II.         Iniciar un procedimiento administrativo sancionador para determinar el incumplimiento a los Lineamientos y en su caso, imponer las sanciones pertinentes.
Capítulo II
De las sanciones y principios que rigen la actuación de la Comisión
 
Artículo 48. De las sanciones que podrá imponer la Comisión. Las infracciones a los Lineamientos serán sancionadas de acuerdo con los principios y bases establecidos en la Ley de Hidrocarburos y de la Asignación o el Contrato para la Exploración y Extracción correspondientes.
La Comisión sustanciará los procedimientos administrativos correspondientes conforme al artículo 85 fracción II y III y 87 de la Ley de Hidrocarburos y en términos del artículo 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, para supervisar y, en su caso, imponer las sanciones correspondientes. Lo anterior, tomando en cuenta la gravedad de la infracción y conforme a los procedimientos establecidos en la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.
Artículo 49. De los principios que rigen las actuaciones de la Comisión. Todos los actos previos y aquéllos que deriven del cumplimiento de los Lineamientos que se lleven a cabo al amparo de las mismas, se sujetarán a las normas aplicables en materia de combate a la corrupción.
La actuación de los servidores públicos en el ejercicio de sus atribuciones y facultades que se lleven a cabo al amparo de los Lineamientos se sujetará a los principios constitucionales de legalidad, honradez, lealtad, imparcialidad y eficiencia.
TRANSITORIOS
PRIMERO. Los Lineamientos entrarán en vigor el día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.
SEGUNDO. Se abrogan las Resoluciones CNH.06.002/09, por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos da a conocer los lineamientos técnicos para el diseño de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos y su dictaminación y CNH.E.03.001/10, por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos determina los elementos necesarios para dictaminar los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, así como para emitir la opinión sobre las asignaciones asociadas a éstos, conforme al artículo Quinto Transitorio del Reglamento de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo.
De igual forma se abroga la Resolución CNH.E.05.001/15 por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite los Lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para dictaminar técnicamente los Planes de exploración o de Desarrollo para la Extracción, correspondientes a las asignaciones petroleras.
TERCERO. Los Operadores Petroleros que a la entrada en vigor de los Lineamientos tengan un Plan aprobado por la Comisión, podrán continuar las actividades autorizadas en dicho Plan.
Asimismo, las solicitudes de aprobación de algún trámite relacionado con los procedimientos de aprobación de los Planes, sus modificaciones o bien, la migración de Asignaciones a Contratos, que se hayan recibido con anterioridad a la entrada en vigor del mismo, se substanciará conforme a las disposiciones jurídicas que se encontraban vigentes al momento de iniciado el mismo.
Cualquier trámite que no se haya iniciado con anterioridad a la entrada en vigor de los Lineamientos se substanciará conforme a las reglas procesales establecidas en los presentes Lineamientos.
La Comisión podrá convocar a comparecencias a los Operadores Petroleros, con el objeto de revisar, en su caso, la necesidad de realizar modificaciones a los Planes aprobados. Lo anterior, con el objeto de dar cumplimiento a los principios y criterios de evaluación establecidos en el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y 7 de los Lineamientos.
CUARTO. Si al momento de entrar en vigor los Lineamientos, está en curso algún proceso de migración a los que hace referencia el artículo 24 de los Lineamientos, los Operadores deberán presentar a la Comisión una propuesta de Planes provisionales. Lo anterior, de conformidad con los términos señalados en el referido numeral.
Para tal efecto, los Operadores Petroleros y la Comisión realizarán las audiencias o comparecencias necesarias, para establecer el Plan provisional, que permita la continuidad de las actividades.
 
QUINTO. Los Operadores Petroleros que se encuentren en proceso de migración de Asignaciones o Contratos, así como en caso de asociaciones que se encuentre en proceso de aprobación, deberán presentar el Plan provisional al cual hace referencia el artículo 24 de los Lineamientos.
SEXTO. La Comisión deberá publicar en el Diario Oficial de la Federación y en su página de internet oficial (www.cnh.gob.mx) los Lineamientos, así como sus formularios, instructivos y guías dentro de los treinta días hábiles posteriores a su aprobación por parte del Órgano de Gobierno. De igual forma, la Comisión habilitará los medios electrónicos de comunicación a través de su página electrónica, a los que hace referencia el artículo 4 de los Lineamientos. Lo anterior, dentro de los próximos 12 meses, posteriores a la publicación de los Lineamientos y siempre que los Operadores Petroleros hayan dado su anuencia, para recibir notificaciones vía electrónica.
SÉPTIMO. Inscríbanse los presentes Lineamientos en el Registro Público.
México, D.F., a 21 de octubre de 2015.- Comisionados Integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos: el Comisionado Presidente, Juan Carlos Zepeda Molina.- Rúbrica.- Comisionados: Edgar René Rangel Germán, stor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas, Héctor Alberto Acosta Félix.- Rúbricas.
ANEXO I
Guía para los Planes de Exploración de Hidrocarburos
La presente Guía tiene por objetivo establecer el contenido de información en los Planes de Exploración de Hidrocarburos que deberán presentar los Operadores Petroleros a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante Comisión). Lo anterior, con el propósito de que la Comisión cuente con los elementos suficientes y necesarios para evaluar los aspectos técnicos, operativos y económicos para aprobar los Planes de Exploración y, también, sus modificaciones.
La estructura de esta Guía cubre los aspectos relevantes de base para documentar los Planes de Exploración en Áreas con recursos prospectivos de Hidrocarburos Convencionales y No Convencionales.
Guía de los Planes de Exploración.
1.    Presentación de la información
El Operador Petrolero deberá entregar a la Comisión el Plan de Exploración y la información asociada en formato digital atendiendo a la siguiente secuencia y contenidos:
Carpeta 1. Plan de Exploración
Esta carpeta deberá contener:
a)    Plan de Exploración en archivo de texto digital editable en su versión más reciente.
-     Figuras e imágenes dentro del documento en formatos .png, .tiff ó .jpg, con la mayor resolución posible.
-     Tablas en hojas de cálculo siguiendo los formatos anexos de la Comisión en su versión más reciente.
-     Gráficas en hojas de cálculo siguiendo los formatos anexos de la Comisión en su versión más reciente.
-     Cronogramas en formato como imagen .png, .tiff ó .jpg.
b)    Plan de Exploración integral en archivo .pdf.
Carpeta 2. Archivos de origen
Esta carpeta deberá contener:
a)    Archivos de datos originales en hojas de cálculo en su versión más reciente.
b)    Cronogramas en el formato más reciente.
Carpeta 3. Información geográfica
Esta carpeta deberá contener:
a)    Información geográfica en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0. y, en su caso, la más reciente.
 
Carpeta 4. Anexos al Plan de Exploración
Esta carpeta deberá contener:
a)    Programa de Administración de Riesgos en los formatos de texto más recientes, así como en formato .pdf
b)    Primer programa de trabajo y primer presupuesto de exploración en los formatos de texto más recientes, así como en formato .pdf.
-     Tablas en hojas de cálculo con datos originales en el formato más reciente.
-     Cronogramas como figura y en el formato más reciente.
El nombre de cada archivo deberá tener como máximo 50 caracteres y evocar el contenido del mismo.
2.    Contenido del Plan de Exploración
I.     Resumen Ejecutivo.
I.1.        Introducción.- descripción del área otorgada mediante el Contrato o Asignación y del Plan de Exploración correspondiente.
I.2.        Objetivos.- descripción de los objetivos generales del Plan de Exploración que incluya las metas físicas, volumétricas e inversiones
I.3.        Estrategia exploratoria.- descripción de la estrategia exploratoria seleccionada, que sea acorde con las características geológicas del área.
I.4.        Actividades exploratorias principales.- descripción del programa de actividades consideradas en el Plan de Exploración.
I.5.        Monto de inversión.- Incluir el monto total de inversión considerado en el Plan de Exploración.
I.6.        Datos de contacto del personal responsable del Plan de Exploración.- nombre, cargo, número de teléfono oficina, correo electrónico.
I.7.        Cualquier otra información que el Operador Petrolero considere necesaria.
II.     Información General:
II.1.       Identificación del área.
II.1.1.    Nombre del Operador Petrolero;
II.1.2.    Nombre y número de identificación del Contrato o Asignación;
II.1.3.    Vigencia;
II.1.4.    Nombre de la cuenca sedimentaria.
II.2.       Ubicación geográfica.- descripción de la ubicación geográfica y mapas regional y local donde se identifique el área de exploración otorgada e incluya, al menos, escala y coordenadas geográficas. Anexar, en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010 y, en su caso, la más reciente:
II.2.1.    Área de Asignación o contractual;
II.2.2.    Batimetría o elevación del terreno según corresponda:
II.2.3.    Prospectos exploratorios:
II.2.4.    Elementos geográficos y culturales de referencia (ríos, carreteras, poblados, etc.);
II.2.5.    En su caso, campos, pozos e instalaciones petroleras.
II.3.       Contexto geológico regional.- descripción del contexto geológico regional considerando las unidades geológicas siguientes: cuenca, provincia geológica, provincia petrolera y plays. Incluir la ubicación del área en mapas geológicos en el que se identifiquen las unidades anteriormente mencionadas:
II.3.1.    Marco tectono-estructural.- descripción de la evolución tectonica de las estructuras tipo del área. Incluir mapas estructurales representativos y secciones sísmicas interpretadas representativas.
II.3.2.    Marco estratigráfico.- descripción de la secuencia estratigráfica del área con las unidades estratigráficas que conforman la columna tipo.
II.3.3.    Marco sedimentológico.- descripción y mapas de los sistemas sedimentarios,
ambientes de depósito y distribución de facies de los niveles estratigráficos de interés económico.
II.4.       Reseña de antecedentes exploratorios.- descripción de los sistemas petroleros y plays asociados al área así como de las actividades exploratorias previas, incluyendo los resultados obtenidos que permitan ubicar la etapa del proceso exploratorio alcanzado.
II.5.       Inventario de información exploratoria inicial.- incluir para cada etapa la siguiente información, según corresponda:
-      Nombre del estudio.
-      Fecha de elaboración.
-      Objetivos.
-      Mapa de cobertura que identifique el área geográfica del estudio.
-      Parámetros técnicos de adquisición y procesamiento correspondiente a Gravimetría, Magnetometría, Electromagnéticos y Sísmica.
-      Resumen de resultados.
-      Autores.
-      Información complementaria que el Operador Petrolero considere.
II.5.1.    Evaluación del Potencial Petrolero.- Resumen de estudios geofísicos, geológicos y geoquímicos que se hayan realizado en el área o de alcance regional, referentes a cuencas, sistemas petroleros y plays. Incluir relación de estudios, mapa de localización, objetivos, resumen de resultados, fecha de elaboración y autores.
II.5.2.    Reservas incorporadas.- Resumen de estudios geofísicos, geológicos y geoquímicos disponibles para el área otorgada, referente a plays establecidos, prospectos y pozos exploratorios. Incluir relación de estudios, mapa de localización, objetivos, resumen de resultados, fecha de elaboración y autores.
II.5.3.    Caracterización y delimitación inicial de los yacimientos.- Resumen de la información referente a estudios geofísicos, geológicos, geoquímicos, petrofísicos y de ingeniería de yacimientos que se hayan realizado en el área.
II.6.       En su caso, inventario de pozos exploratorios, campos y reservas.
II.6.1.    Pozos exploratorios;
II.6.1.1.    Nombre.
II.6.1.2.    Coordenadas geográficas.
II.6.1.3.    Fecha de inicio de perforación y conclusión de la terminación.
II.6.1.4.    Elevación de la mesa rotaria.
II.6.1.5.    Tirante de agua o elevación del terreno, según corresponda.
II.6.1.6.    Profundidad total vertical y desarrollada.
II.6.1.7.    Columna geológica.
II.6.1.8.    Intervalos productores.
II.6.1.9.    Resultados de pruebas de producción.
II.6.1.10.   Tipo de hidrocarburos.
II.6.1.11.   Resultado final.
II.6.2.    Campos y reservas.
II.6.2.1.    Nombre del campo.
II.6.2.2.    Año de descubrimiento
II.6.2.3.    Formación / Edad geológica
II.6.2.4.    Área
II.6.2.5.    Espesor
 
II.6.2.6.    Profundidad
II.6.2.7.    Mapa de ubicación geográfica.
II.6.2.8.    Intervalos productores.
II.6.2.9.    Principales características petrofísicas.
II.6.2.10.   Tipo de hidrocarburos.
II.6.2.11.   Volumen original.
II.6.2.12.   Reservas originales.
II.6.2.13.   Reservas remanentes.
II.6.2.14.   Recuperación final estimada (EUR)
II.6.2.15.   Factores de recuperación de aceite y gas.
Presentar los volúmenes de reservas 1P, 2P y 3P y/o de recursos contingentes 1C, 2C y 3C correspondientes a cada campo que se encuentre dentro del área otorgada en Asignación o contrato. En el caso de campos que se encuentren parcialmente dentro del área de la Asignación, se deberán presentar los volúmenes de reservas que en su caso correspondan.
II.7.       Estimación preliminar de recursos prospectivos.- Resultados de las evaluaciones volumétricas de los recursos prospectivos realizadas por el operador por medio de una base de datos de prospectos exploratorios reconocidos y en cartera, incluyendo por objetivo, parámetros volumétricos, volúmenes de recursos prospectivos de aceite y gas, así como probabilidad de éxito geológico. Incluir además fichas ejecutivas de los prospectos identificados por el operador, que contengan:
II.7.1.    Mapa estructural preliminar de cada prospecto;
II.7.2.    Sección(es) sísmica(s) representativa(s) interpretada(s);
II.7.3.    Tirante de agua o elevación del terreno;
II.7.4.    Volumen de recursos prospectivos asociados a los percentiles P10, P50, Pmedia y P90, por objetivo;
II.7.5.    La probabilidad de éxito geológico estimada, por prospecto y por objetivo;
II.7.6.    Profundidad de los objetivos;
II.7.7.    Profundidad total programada.
III.    Plan de Exploración:
III.1.      Objetivos.
III.1.1.    Metas físicas.
III.1.1.1.   Número de pozos exploratorios
III.1.1.2.   Cobertura en km2 de adquisición de información geofísica
III.1.1.3.   Cobertura en km2 de procesamiento de información geofísica
III.1.1.4.   Principal enfoque de los estudios exploratorios dentro de la cadena de valor
III.1.2.    Metas volumétricas.
III.1.2.1.   Principal tipo de hidrocarburo esperado
III.1.2.2.   Evaluación del potencial petrolero
III.1.2.3.   Documentación de recursos prospectivos
III.1.2.4.   Incorporación de reservas
III.1.3.    Inversión total desglosada.
III.2.      Alcances.- Descripción de los alcances del programa exploratorio multianual dentro de los plazos del Contrato o título de Asignación correspondiente, acorde con los términos y condiciones, así como con el programa mínimo de trabajo y el Incremento al Programa
Mínimo de Trabajo.
III.3.      Estrategia exploratoria.- Descripción de la estrategia exploratoria correspondiente, de acuerdo con las características geológicas del área, la etapa del proceso exploratorio en que se encuentre y las actividades e inversiones propuestas.
III.3.1.    Análisis de los elementos considerados para definir la estrategia exploratoria contenida en el Plan de Exploración.- Alternativas examinadas para la conformación del Plan de Exploración que incluya, según sea el caso:
III.3.1.1.   Aspectos estratégicos.
III.3.1.2.   Escenarios de incorporación de reservas.
III.3.1.3.   Indicadores económicos de los escenarios considerados.
III.3.1.4.   Costo-beneficio.
III.3.1.5.   Riesgos exploratorios.
III.3.1.6.   Aspectos ambientales.
III.3.1.7.   Información complementaria que el operador petrolero considere.
III.3.2.      Criterios de selección de la estrategia exploratoria.- Discusión de los criterios utilizados para la selección de la alternativa más viable y descripción de la estrategia seleccionada.
III.4.      Programa de actividades.- Los Operadores deberán presentar los programas de actividades exploratorias dando cumplimiento a los términos y condiciones de la Asignación o Contrato correspondiente, considerando las mejores prácticas en la industria petrolera y atendiendo las instrucciones que se detallan a continuación para las tablas. Además deberán presentar todas las actividades indicando fechas estimadas de inicio y término integradas en un cronograma.
III.4.1.    Programa de adquisición y/o procesamiento de información geofísica: sísmica, métodos potenciales, electromagnéticos, según corresponda;
III.4.1.1.   Nombre del estudio.
III.4.1.2.   Objetivos particulares.
III.4.1.3.   Alcances de las actividades.
III.4.1.4.   Cubrimiento en km o km2.
III.4.1.5.   Metodologías y tecnologías.
III.4.1.6.   Parámetros de adquisición y procesamiento.
III.4.1.7.   Algoritmos y Tipo de procesamiento.
III.4.1.8.   Periodo.
III.4.2.    Programa de estudios exploratorios.- Listar y describir los estudios exploratorios, según corresponda, enfocados al contexto regional, evaluación de sistemas petroleros, evaluación de plays, prospectos y/o caracterización de yacimientos, con la siguiente información.
III.4.2.1.   Nombre del estudio
III.4.2.2.   Objetivos particulares
III.4.2.3.   Alcances
III.4.2.4.   Periodo
III.4.2.5.   Tipos de estudios.- De acuerdo con la siguiente categorización, la cual es enunciativa mas no limitativa:
Estudios geológicos:
-      Estratigrafía â Bioestratigrafía.
-      Interpretación y modelado estructural.
-      Sistemas sedimentarios, ambientes de depósito y distribución de
facies.
-      Diagénesis de secuencias carbonatadas y de secuencias clásticas.
Estudios geoquímicos:
-      Análisis de laboratorio en roca y fluidos.
-      Estudios de Petrografía Orgánica.
-      Cinética composicional.
-      Evaluación de rocas generadoras de Hidrocarburos.
-      Caracterización de Hidrocarburos.
-      Caracterización de arcillas.
Estudios integrados:
-      Modelado geológico-geoquímico.
-      Estudios integrales de sistemas petroleros.
-      Estudios integrales de plays.
-      Estudios integrales de prospectos exploratorios.
-      Delimitación y caracterización inicial de yacimientos.
III.4.3.    Programa preliminar de perforación de prospectos exploratorios y descripción de unidades de perforación.- Jerarquización de los prospectos exploratorios propuestos en el programa de perforación y programa calendarizado de perforación y terminación de pozos exploratorios. Incluir la siguiente información:
III.4.3.1.1.   Nombre.
III.4.3.1.2.   Coordenadas geográficas.
III.4.3.1.3.   Tirante de agua o elevación del terreno, según corresponda.
III.4.3.1.4.   Giroscópico programado en hoja de cálculo en el caso de trayectoria no vertical.
III.4.3.1.5.   Profundidad total programada, en mv y md para el caso de trayectoria no vertical.
III.4.3.1.6.   Columna geológica probable.
III.4.3.1.7.   Objetivos y profundidad programados.
III.4.3.1.8.   Tipo de hidrocarburo esperado.
III.4.3.1.9.   Programa preliminar de toma de información
-      Núcleos
-      Registros geofísicos de pozo, convencionales y especiales
-      Perfiles sísmicos verticales (VSP)
-      Checkshot.
-      Pruebas de formación.
-      Pruebas PVT.
III.5.      Pronóstico de Incorporación de Reservas.- Derivado de la cartera de prospectos exploratorios, plan de perforación en la alternativa estratégica más viable:
III.5.1.    Escenarios de incorporación de reservas.
III.5.2.    Criterios de jerarquización de escenarios.
III.5.3.    Descripción técnica del mejor escenario de Incorporación de Reservas y sus volúmenes asociados (estimación alta, mejor estimado y estimación baja).
III.5.3.1.   Número estimado de pozos de desarrollo asociados al posible éxito exploratorio
III.5.3.2.   Recuperación final estimada (EUR).
III.5.3.3.   Perfiles de producción de aceite.
 
III.5.3.4.   Perfiles de producción de gas.
III.6.      Opciones tecnológicas.
III.6.1.    Identificación de retos tecnológicos.- Descripción de los retos tecnológicos identificados para llevar a cabo las actividades de exploración.
III.6.2.    Criterios de selección de tecnologías exploratorias.- Descripción de criterios de selección de las tecnologías exploratorias que permitirán elevar la eficiencia para alcanzar los objetivos y resultados planteados con un menor requerimiento de recursos, o que incrementan la efectividad reduciendo el margen de incertidumbre.
III.6.3.    Descripción de tecnologías a utilizar.- Descripción de la(s) alternativa(s) tecnológica(s) a utilizar en el proceso exploratorio del área contractual y una declaración indicando que la(s) tecnología(s) empleada(s) corresponden a las Mejores Prácticas de la industria.
III.7.      Programa de inversiones.- Presentar una tabla relacionada con las inversiones asociadas a cada elemento del programa de actividades, anualizada para el periodo de exploración y expresada en millones de dólares (MMUSD), considerando:
III.7.1.    Adquisición y procesamiento de información geofísica;
III.7.2.    Estudios exploratorios;
III.7.3.    Perforación de pozos exploratorios.
III.7.4.    Delimitación y caracterización inicial.
III.8.      Evaluación económica.- Evaluación económica antes y después de impuestos del Plan de Exploración, incluyendo las premisas utilizadas en la evaluación por el Operador Petrolero. De dicha evaluación se deberá estimar al menos los valores de los siguientes indicadores:
III.8.1.    Premisas:
-      Precio del crudo
-      Precio de gas
-      Precio del condensado
-      Tasa de descuento
-      Tipo de cambio
-      Equivalencia gas-petróleo crudo equivalente
-      Costo de pozos exploratorios
-      Costo de pozos de desarrollo
-      Costo por transporte
-      Y las demás que el Operador Petrolero considere para la evaluación económica
III.8.2.    Indicadores.
-      Valor Presente Neto (VPN).
-      Valor Presente de la Inversión (VPI).
-      VPN/VPI.
-      Relación de Beneficio-costo (RBC).
-      Tasa Interna de Retorno (TIR).
-      Costo de Descubrimiento.
III.9.      Programa de administración de riesgos.- Presentar, como un documento anexo al Plan de Exploración, el Programa de administración de riesgos que incluya las acciones y medidas de prevención, monitoreo y mitigación de los riesgos identificados, analizados y evaluados, así como una mejora del desempeño, de conformidad con el Sistema de Administración. Este programa se deriva del Sistema de Administración y deberá ser presentado a la Comisión, quien a su vez lo remitirá a la Agencia Nacional de Seguridad y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos para su aprobación.
 
IV.   Primer programa de trabajo.- En el caso de Contratos para la Exploración de Hidrocarburos, el Operador Petrolero deberá presentar los siguientes programas de acuerdo con los términos contractuales
IV.1.      Primer programa de actividades.- El primer Programa de Trabajo será presentado simultáneamente con el Plan de Exploración para la aprobación de la Comisión. El primer Programa de Trabajo deberá cubrir las Actividades Petroleras a realizarse durante el primer año contractual y durante el resto del año en el que termine el primer año contractual. El Operador Petrolero deberá presentar el Programa de Trabajo de cada Año, a más tardar el 30 de septiembre del Año inmediato anterior.
IV.2.      Primer presupuesto de Exploración.- El primer Presupuesto de Exploración será presentado simultáneamente con el Plan de Exploración. El primer Presupuesto deberá incluir los Costos a incurrirse durante el primer Año Contractual y los Costos a incurrirse durante el resto del Año en el que termine el primer Año Contractual. El Operador Petrolero deberá presentar el Presupuesto de cada Año subsiguiente, a más tardar el 30 de septiembre del Año inmediato anterior. El presupuesto de Exploración Anual, deberá ser congruente con el Programa de Trabajo correspondiente.
El Operador Petrolero no podrá realizar ninguna modificación al Presupuesto aprobado sin el consentimiento de la Comisión. Cualquier solicitud de modificación al Presupuesto deberá contener la justificación de las desviaciones en los Costos respecto del Presupuesto original.
V.    Indicadores clave de desempeño para el Plan de Exploración.
V.1.      Programa mínimo de trabajo:
Actividades realizadas vs actividades programadas.
V.2.      Avance en la perforación de pozos:
Pozos perforados vs pozos programados.
V.3.      Estudios exploratorios:
Estudios realizados vs estudios programados.
V.4.      Adquisición o procesamiento de información geofísica:
Estudios geofísicos realizados vs estudios geofísicos programados.
V.5.      Volumen de recursos prospectivos:
Recursos prospectivos iniciales vs recursos prospectivos incrementales.
V.6.      Volumen de reservas incorporadas:
Reservas incorporadas vs pronóstico de incorporación de reservas.
V.7.      Contenido nacional:
% de contenido nacional por año.
VI.   Plan de Evaluación.- En el caso de que un pozo exploratorio sea exitoso y ocurra un descubrimiento de una acumulación de Hidrocarburos, todo operador petrolero deberá presentar a la Comisión un programa de trabajo y presupuesto correspondiente a efecto de evaluar el descubrimiento. También se presentará un plan de Evaluación en el caso en que los términos de un Contrato o Asignación Petrolera así lo indiquen.
El plan de Evaluación deberá contener los elementos siguientes:
VI.1. Datos generales del Contrato o Asignación
En el caso de un Contrato presentar una tabla con la siguiente información:
Concepto
 
Nombre
 
Estado y municipio
 
Área del Contrato
En km2
Fecha de emisión / firma
 
Vigencia
 
Tipo de contrato
 
Operadora y socios con porcentaje de participación
 
Trabajo mínimo
 
Incremento en el programa mínimo
%
Otras características
 
 
En el caso de una Asignación presentar una tabla con la siguiente información:
Concepto
Comentarios
Nombre
 
Estado y municipio
 
Área de Asignación
En km2
Fecha de emisión / firma
 
Vigencia
 
Tipo de asignación
 
Yacimientos y/o campos
 
Otras características
 
VI.2. Características del área de Evaluación
Explicar a detalle la naturaleza del descubrimiento y su tamaño estimado. Además incluir una tabla como la que se presenta a continuación:
Concepto
 
Área de Evaluación
En km2
Pozo descubridor
 
Fecha de descubrimiento
 
Formación productora
 
Tipo de hidrocarburo
 
Profundidad promedio de la o las formaciones
productoras
 
Otras características
 
 
VI.3. Ubicación geográfica
Explicar las características de ubicación del área del Contrato o Asignación y del área de Evaluación. Presentar un mapa de referencia en donde se muestre:
-      El polígono que limita el área contractual o de asignación.
-      Área de Evaluación, cuando aplique.
-      La ubicación de campos, pozos, instalaciones superficiales dentro y fuera del área del Contrato o Asignación.
-      Rasgos topográficos importantes, vías de acceso, poblados cercanos, división estatal y municipal, zonas protegidas, y cualquier otra información importante que aplique.
Anexar el mapa en formato Shapefile.
VI.4. Objetivos, alcance y estrategia del Plan de Evaluación
Presentar de manera clara y concisa los objetivos, los alcances y estrategia del Plan de Evaluación que incluya:
-      Total de actividades físicas como perforación de pozos exploratorios, pruebas, tecnologías, instalaciones de superficie, etc., consideradas en el Plan de Evaluación.
-      Inversiones asociadas al Plan de Evaluación.
VI.5. Estudios y trabajos que llevaron al descubrimiento
 
Presentar una descripción general de los estudios y trabajos realizados que llevaron al descubrimiento.
Describir cada uno de los estudios y presentar por lo menos la siguiente información: Nombre del estudio, fecha de elaboración, objetivos, parámetros técnicos de adquisición y procesamiento correspondiente a los estudios realizados, resumen de resultados, autores e información complementaria que el Operador Petrolero considere. Emplear mapas para mostrar la ubicación de la información disponible.
Describir a detalle las características de los trabajos relacionados con el descubrimiento. Estos trabajos pueden incluir perforaciones, pruebas de producción, estudios de fluidos (PVT) y cualquier otro que aplique.
VI.6. Programa de actividades de Evaluación
Presentar las actividades de Evaluación que incluyan perforación, prueba y Evaluación, así como estudios técnicos, económicos, sociales y ambientales a realizarse para determinar factores de recuperación, así como requerimientos de procesamiento y transporte de los hidrocarburos.
Presentar una tabla con la posible ubicación de los pozos de Evaluación a perforar. Incluir un cronograma de actividades, sub actividades y tareas de Evaluación de acuerdo a los lineamientos establecidos por la autoridad correspondiente.
Detallar el periodo de Evaluación de forma consistente con el cronograma de actividades de Evaluación propuesto.
Explicar el cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo y su Incremento con el programa de actividades propuesto.
VI.7. Programa de inversiones
Indicar inversiones correspondientes a las actividades, sub-actividades y tareas del Plan de Evaluación de acuerdo a los lineamientos de la autoridad correspondiente. Presentar la metodología utilizada para calcular los costos.
Emplear los gráficos necesarios para sustentar las explicaciones. Indicar la paridad entre dólares americanos y pesos, la cual tiene que ser consistente con los valores a la fecha de la presentación de la propuesta de Plan de Evaluación.
Explicar el cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo y su Incremento con el programa de inversiones propuesto.
VI.8. Principales indicadores de desempeño
Indicar los principales indicadores de desempeño de acuerdo a las actividades de Evaluación.
VI.9. Medición y Comercialización de hidrocarburos
Describir de forma breve los puntos de medición, tipo y especificaciones de medidor, incertidumbre asociada, y calidad de los hidrocarburos correspondiente al plan propuesto.
Presentar la ubicación en la que se entregarán al Comercializador los hidrocarburos que se obtengan durante cualquier prueba de producción.
VI.10. Aspectos de seguridad industrial y protección ambiental
Presentar la información de este apartado de acuerdo a los lineamientos de las autoridades correspondientes.
Incluir la identificación de peligros y riesgos de seguridad industrial más relevantes relacionados con las actividades físicas consideradas, así como las actividades que implican riesgos operativos y que podrían afectar las metas del Plan de Evaluación. Contar con planes de contingencia en caso de siniestro asociado al Plan de Evaluación, tomando en cuenta los aspectos de restauración y remediación vertidos en el Manifiesto de Impacto Ambiental y de los estudios de riesgo ambiental; y con una brigada de reacción. Reportar en bitácoras.
Identificar los posibles incidentes que ocasionen algún impacto ambiental y presentar la mejor estrategia para cumplir oportunamente con la responsabilidad en la legislación ambiental en materia de impacto y riesgo ambiental. Así también, incluir las medidas de mitigación, manejo, prevención, minimización, restauración y compensación que se tienen con objeto de evitar o reducir los impactos ambientales que pudieran ocurrir en el área del Contrato o Asignación.
Presentar los requerimientos mínimos de seguridad que cubre el Operador Petrolero, las asociadas, los proveedores, los contratistas y el personal con el fin de evitar incidentes y accidentes durante la ejecución del Plan de Evaluación en el área de Evaluación.
Incluir un plan de prevención de accidentes e incidentes y de capacitación continua. Apegarse a los lineamientos establecidos por las autoridades correspondientes.
 
VI.11. Administración de riesgos
VI.11.1. Identificación de riesgos
Presentar la información de este apartado de acuerdo a los lineamientos de las autoridades correspondientes.
Presentar el análisis realizado para identificar los riesgos asociados a las actividades propias del Plan de Evaluación propuesto. Definir las categorías de los riesgos identificados, enlistarlos y definirlos. Ejemplos de diferentes tipos de riesgo se presentan a continuación:
-      Riesgos técnicos y estratégicos, son los asociados con los elementos que conforman el sistema petrolero, afectan directamente en la estimación de volúmenes originales, recursos prospectivos, recursos técnicamente recuperables y reservas, y principalmente en la producción de hidrocarburos. Dentro de los riesgos técnicos también se incluyen los relacionados con la perforación, terminación, transporte, almacenamiento y comercialización de los hidrocarburos. Además de posibles riesgos en la disponibilidad de insumos, materiales o equipos.
-      Riesgos relacionados con la aplicación de tecnologías, son los relacionados con toda la logística necesaria para poder obtener e implementar las herramientas tecnológicas de acuerdo al Plan de Evaluación en tiempo y forma.
-      Riesgos operativos, son los asociados principalmente a las actividades de perforación consideradas como parte del Plan de Evaluación.
-      Riesgos ambientales y sociales, serán identificados como parte de las evaluaciones de impacto ambiental y social; son los riesgos relacionados con los problemas específicos del área del Contrato o Asignación referentes tanto al medio ambiente como a los habitantes que pueden representar un retraso si no se identifican las medidas necesarias en el área.
VI.11.2. Evaluación de los riesgos
Presentar los resultados de la evaluación de cada uno de los riesgos identificados, incluyendo los mecanismos de detección, la probabilidad de ocurrencia y el impacto potencial.
VI.11.3. Jerarquización de riesgos
Explicar la metodología empleada para jerarquizar los riesgos identificados y evaluados. Mostrar los riesgos jerarquizados según los parámetros considerados, como por ejemplo probabilidad de ocurrencia, impacto potencial, periodo de detección y mitigación, etc. Se puede incluir un análisis de ocurrencia del riesgo y relacionarlo con la severidad o consecuencia.
VI.11.4. Mitigación de riesgos
Presentar las metodologías consideradas para la mitigación de los riesgos identificados, evaluados y jerarquizados según los puntos anteriores. Explicar las características de los mecanismos de mitigación y la forma de su implementación, así como su probabilidad de éxito para la mitigación de los riesgos y los factores clave para lograrlo. Incluir la mejor solución para evitar el riesgo identificado, proponer las medidas específicas a seguir para mitigar dicho problema.
En caso de existir incidentes previos en el área contratada o asignada, explicar con detalle el análisis post-mortem realizado del evento y las medidas consideradas para evitar que suceda de nuevo en el futuro.
Presentar una tabla de riesgos con la siguiente información:
Riesgo
Tipo
Descripción del
riesgo
Probabilidad de
ocurrencia
Impacto potencial
Medidas de
mitigación
Probabilidad de éxito de las
medidas de mitigación
 
 
 
 
 
 
 
 
Presentar la matriz de asignación de responsabilidades de acuerdo a los lineamientos establecidos por la dependencia correspondiente.
VI.12. Contenido nacional
Indicar el porcentaje de contenido nacional con el que se realizará el Plan de Evaluación.
Indicar los plazos y las etapas aplicables para garantizar que se alcanzará la meta de Contenido Nacional, así como un programa de transferencia de tecnología.
VI.13. Resultados del periodo de Evaluación
Al terminar el periodo de Evaluación, el Operador Petrolero presentará un informe de Evaluación, que
incluya como mínimo la siguiente información:
-      Un reporte que describa todas las actividades de Evaluación llevadas a cabo por el Contratista en el Área Contractual durante el Período de Evaluación.
-      Los datos técnicos, mapas y reportes relativos al Área Contractual, incluyendo, sin limitación: topográficos, geológicos, geofísicos y de información del análisis del subsuelo; la densidad de potenciales zonas productivas; las profundidades de los distintos contactos de gases y/o fluidos; las propiedades petrofísicas de las rocas del yacimiento; un análisis de los datos de presión-volumen-temperatura (PVT) de los fluidos y gases del yacimiento; las características y el análisis pertinente del Petróleo descubierto, y la profundidad, presión y otras características del yacimiento y los fluidos encontrados en éste.
-      Una estimación de los Hidrocarburos encontrados en el lugar y la recuperación final del yacimiento (ultimate recovery).
-      El pronóstico de la tasa máxima de eficiencia de producción de cada Pozo individual.
-      Un estudio de la viabilidad del desarrollo del Área Contractual, el cual deberá contener un análisis económico basado en pronósticos razonables, Año por Año, de los perfiles de la producción, las inversiones requeridas, los ingresos y los Costos de operación.
-      Cualquier opinión elaborada por peritos encargados de llevar a cabo estudios operacionales, técnicos y económicos relacionados con los Campos o descubrimientos.
-      Cualquier otro hecho considerado relevante por el Contratista y las conclusiones derivadas de éste.
-      Sus conclusiones generales y el desarrollo del razonamiento en el que se basan. En el caso de un plan de Evaluación asociado a un descubrimiento incluir cualquier conclusión acerca de si algún descubrimiento puede ser considerado un descubrimiento comercial.
ANEXO II
Guía para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos
La presente Guía tiene por objetivo establecer el contenido de información en los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos que deberán presentar los Operadores Petroleros a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante Comisión). Lo anterior, con el propósito de que la Comisión cuente con los elementos suficientes y necesarios para evaluar los aspectos técnicos, operativos y económicos para aprobar los Planes de Desarrollo para la Extracción y, también, sus modificaciones.
La estructura de esta Guía cubre los aspectos relevantes para documentar los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos Convencionales.
Guía de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.
1.    Presentación de la información
El Operador Petrolero deberá entregar a la Comisión el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos y la información asociada en formato digital, atendiendo a la siguiente secuencia y contenidos:
Carpeta 1. Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos
Esta carpeta deberá contener:
a)    Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en archivo de texto digital y editable en su versión más reciente.
-     Figuras e imágenes dentro del documento en formatos .png, .tiff ó .jpg, con la mayor resolución posible.
-     Tablas en hojas de cálculo siguiendo los formatos anexos de la Comisión en su versión más reciente.
-     Gráficas en hojas de cálculo siguiendo los formatos anexos de la Comisión en su versión más reciente.
 
-     Cronogramas en formato como imagen .png, .tiff ó .jpg.
b)    Plan de Desarrollo para la Extracción integral en archivo .pdf.
Carpeta 2. Archivos de origen
Esta carpeta deberá contener:
a)    Archivos anexos de datos originales en hojas de cálculo en su versión más reciente.
b)    Cronogramas en el formato más reciente.
c)    Archivos de datos y proyectos en formato de programas de cómputo especializados.
Carpeta 3. Información geográfica
Esta carpeta deberá contener:
a)    Información geográfica en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0. y, en su caso, la más reciente.
El nombre de cada archivo deberá tener como máximo 50 caracteres y evocar el contenido del mismo.
2.    Contenido del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos
I.     Resumen Ejecutivo.
El resumen ejecutivo es una recapitulación general de los elementos contractuales, técnicos, operativos, económicos y de riesgo del área del Contrato o Asignación. Todos los puntos considerados en el resumen ejecutivo se encuentran explicados de forma más detallada en los siguientes apartados.
I.1.   Datos generales de la asignación petrolera o contrato.
En el caso de un Contrato presentar una tabla con la siguiente información:
Concepto
 
Nombre
 
Estado y municipio
 
Área contractual
En km2
Fecha de emisión / firma
 
Vigencia
 
Tipo de contrato
 
Operadora y socios con porcentaje de participación
 
Profundidad para extracción
En metros o por edad geológica
Profundidad para exploración
En metros o por edad geológica
Yacimientos y/o Campos
 
Colindancias
 
Otras características
 
 
En el caso de una Asignación presentar una tabla con la siguiente información:
Concepto
Comentarios
Nombre
 
Estado y municipio
 
Área de Asignación
En km2
Fecha de emisión / firma
 
Vigencia
 
Tipo de Asignación
 
Profundidad para extracción
En metros o por edad geológica
Profundidad para exploración
En metros o por edad geológica
Yacimientos y/o campos
 
Colindancias
 
Otras características
 
 
I.2. Ubicación geográfica
Explicar las características de la ubicación del área contractual o asignada. Presentar un mapa de referencia en donde se muestre:
-      El polígono que limita el área del Contrato o Asignación.
-      La ubicación de campos, pozos, instalaciones superficiales dentro y fuera del área contractual o asignada.
-      Rasgos topográficos importantes, vías de acceso, poblados cercanos, división estatal y municipal, zonas protegidas, y cualquier otra información importante.
Presentar en una tabla la ubicación de todos los vértices del polígono que limita el área del Contrato o Asignación:
Vértice
Longitud
Latitud
1
 
 
I.3. Objetivo del Plan de Desarrollo para la Extracción
Explicar de manera clara y concisa el objetivo que incluya:
-      Volumen a recuperar separado por tipo de hidrocarburos y en petróleo crudo equivalente para cada yacimiento, campo y para toda el área del Contrato o Asignación. Los anteriores en dos versiones, la primera hasta la vigencia del Contrato o Asignación, y la segunda hasta el límite económico del área.
-      Factor de recuperación por tipo de hidrocarburo para cada yacimiento, campo y para toda el área del Contrato o Asignada. Los anteriores en dos versiones, la primera hasta la vigencia del Contrato o Asignación, y la segunda hasta el límite económico del área.
-      Total de actividades físicas consideradas en Plan de Desarrollo propuesto como perforación, tecnologías a implementar, métodos de recuperación secundaria y mejorada, instalaciones de superficie, etc.
-      Inversiones y gastos de operación asociados al Plan de Desarrollo propuesto.
-      Razones detalladas para la modificación al Plan de Desarrollo (cuando aplique).
I.4. Descripción de los campos y yacimientos
Presentar una descripción general de las características principales del campo incluyendo el marco geológico, los aspectos petrofísicos, geológicos y de yacimiento. Se requiere que la información sea consistente con lo presentado en los siguientes apartados de esta guía. Apoyar las explicaciones con mapas, diagramas y figuras representativas.
Presentar una tabla con la información de cada yacimiento dentro del área del Contrato o Asignada como se muestra a continuación:
Características generales
Yacimiento 1
Yacimiento 2
Área (km2)
 
 
Año de descubrimiento
 
 
Fecha de inicio de explotación
 
 
Profundidad promedio (m)
 
 
Elevación o tirante de agua (m)
 
 
Pozos
 
 
Número y tipo de pozos perforados
 
 
Estado actual de pozos
 
 
Tipo de sistemas artificiales de producción
 
 
Marco Geológico
 
 
Era, periodo y época
 
 
Cuenca
 
 
Play
 
 
Régimen tectónico
 
 
Ambiente de depósito
 
 
Litología almacén
 
 
Propiedades petrofísicas
 
 
Mineralogía
 
 
Saturaciones
(Especificar tipo de saturación como inicial,
irreductible, de agua, gas, aceite, etc.)
 
 
Porosidad y tipo
 
 
Permeabilidad (mD)
(Especificar tipo como absoluta, vertical,
horizontal, etc.)
 
 
Espesor neto y bruto promedio (m)
 
 
Relación neto/bruto
 
 
Propiedades de los fluidos
 
 
Tipo de hidrocarburos
 
 
Densidad API
(a condiciones de yacimiento y de superficie)
 
 
Viscosidad (cp)
(a condiciones de yacimiento y de superficie)
 
 
Relación gas â aceite inicial y actual
 
 
Bo inicial y actual
 
 
Calidad y contenido de azufre
 
 
Presión de saturación o rocío
 
 
Factor de conversión del gas
 
 
Poder calorífico del gas
 
 
Propiedades del yacimiento
 
 
Temperatura ( °C)
 
 
Presión inicial (kg/cm2)
 
 
Presión actual (kg/cm2)
 
 
Mecanismos de empuje principal y secundario
 
 
Extracción
 
 
Métodos de recuperación secundaria
 
 
Métodos de recuperación mejorada
 
 
Gastos actuales
 
 
Gastos máximos y fecha de observación
 
 
Corte de agua
 
 
 
 
Agregar tantas columnas como yacimientos a explotar. Indicar la fecha en la que se contabilizan los pozos, su estado y las características del yacimiento.
I.5. Reservas de hidrocarburos
Incluir la siguiente tabla por campo para las últimas reservas cuantificadas o en su caso certificadas
Campo
Volumen original
Categoría
de
reservas
Factor de
recuperación
Reserva remanente
Producción
acumulada
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
1P, 2P o
3P
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
Condensado
mmb
PCE
mmb
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
Reservas al 1 de enero de 20...
 
Incluir la siguiente tabla por yacimiento para las últimas reservas cuantificadas o en su caso certificadas
Yacimiento
Volumen original
Categoría
de
reservas
Factor de
recuperación
Reserva remanente
Producción
acumulada
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
1P, 2P o
3P
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
Condensado
mmb
PCE
mmb
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
Reservas al 1 de enero de 20...
I.6. Descripción de la alternativa de desarrollo propuesta
En caso de que el descubrimiento comercial se extienda más allá del área contractual, proponer un programa para el desarrollo unificado del campo entre las Operadoras involucradas.
Presentar la información de acuerdo a los siguientes puntos:
I.6.1. Actividades físicas
Describir las actividades físicas consideradas durante el periodo que cubre el actual Contrato o Asignación. Estas actividades pueden ser perforación de pozos, reparaciones mayores y menores, taponamiento, instalaciones, abandono, etc.
I.6.2. Pronóstico de producción
Describir brevemente el pronóstico de producción asociado al plan propuesto. En el caso de una modificación explicar el pronóstico asociado al plan aprobado y comparar con el pronóstico del plan propuesto.
Presentar gráficos del pronóstico de producción anualizado de aceite, gas y condensado, un gráfico por cada tipo de hidrocarburo, para toda el área del Contrato o Asignación. Cada uno de estos gráficos incluirá las siguientes curvas:
-      Pronóstico asociado al plan aprobado
-      Pronóstico del plan propuesto
-      Histórico de producción
Indicar en cada gráfico la fecha de inicio y fin de la vigencia del Contrato o Asignación, y la fecha de inicio del plan propuesto en caso de su aprobación.
Presentar un gráfico de barras con la producción acumulada de hidrocarburos en petróleo crudo equivalente (PCE), calculado desde el inicio del plan propuesto hasta el potencial completo de los yacimientos en el área del Contrato o Asignada. Resaltar en cada una de las barras la producción total considerando la vigencia del Contrato o Asignación.
I.6.3. Inversiones y gastos de operación
 
Describir brevemente las inversiones y gastos de operación asociados con el Plan de Desarrollo propuesto. En el caso de una modificación describir las inversiones y los gastos de operación del plan aprobado y comparar con el plan propuesto
Presentar una tabla como se muestra a continuación con los rubros de acuerdo a los lineamientos de la SHCP y su modificación indicando actividad, sub-actividad y tarea.
Actividad
Sub-actividad
Tarea
Total (mmUSD)
 
 
Separar los costos asociados a la recuperación secundaria y mejorada y presentarlos de forma explícita. Indicar la paridad entre dólares americanos y pesos, la cual tiene que ser consistente con los valores a la fecha de la presentación propuesta en el Plan de Desarrollo.
I.6.4. Infraestructura
Describir las principales instalaciones de producción, tratamiento e inyección que contemple el Plan de Desarrollo. Incluir diagramas y figuras. Explicar brevemente la forma en la que operan las instalaciones describiendo el flujo de sus procesos y la manera de reestablecerlos en caso de salirse de los parámetros normales. Explicar si se comparte infraestructura con otras áreas Contractuales o Asignadas.
I.6.5. Medición de hidrocarburos
Describir de forma breve los puntos de medición, tipo y especificaciones de medidor, incertidumbre asociada y calidad de los hidrocarburos correspondiente al plan propuesto.
I.6.6. Aprovechamiento de gas
Disposiciones técnicas de aprovechamiento de gas referentes a los trabajos de extracción de hidrocarburos de acuerdo a la normativa correspondiente. Presentar un gráfico anualizado de la meta de aprovechamiento de gas actual.
I.6.7. Indicadores económicos
Explicar brevemente las principales variables y premisas económicas consideradas durante el periodo del Contrato o Asignación para el modelo económico del Plan de Desarrollo propuesto. Presentar una tabla como la que se muestra a continuación:
Indicadores
económicos
Unidades
Antes de
impuestos
Después de impuestos
Contratista/Asignatario
Estado
VPN
MM$
 
 
 
VPI
MM$
 
 
 
VPN/VPI
$/$
 
 
 
RBC
$/$
 
 
 
TIR
%
 
 
 
 
Indicar la paridad entre dólares americanos y pesos, la cual tiene que ser consistente con los valores a la fecha de la presentación propuesta en el Plan de Desarrollo.
I.6.8. Relación de tecnologías a utilizar
Describir de manera breve el tipo de tecnologías consideradas en el Plan de Desarrollo propuesto, sin incumplir los derechos de propiedad intelectual, así como el beneficio o ventaja esperada de éstas. Dichas tecnologías pueden incluir aspectos como perforación, terminación, toma de información, productividad, instalaciones, caracterización, entre otras.
I.6.9. Subcontrataciones
Describir brevemente las obras, servicios y materiales que se van a ser llevadas a cabo por subcontratistas, así como los criterios para la selección y subcontratación de éstos.
 
I.6.10. Principales riesgos
Mencionar los principales riesgos identificados para la ejecución del Plan de Desarrollo propuesto para la extracción, así como el posible impacto que éstos podrían tener y las que medidas propuestas para mitigarlos.
I.6.11. Permisos ambientales
Enlistar los permisos sociales y ambientales para las distintas actividades que se tengan contempladas, en conformidad con las normativas vigentes aplicables a la industria petrolera establecidas por las agencias gubernamentales en la materia correspondiente.
II. Antecedentes del área asignada o contratada
Indicar la información que se tiene en el área de Contrato o Asignación, que será la base del Plan de Desarrollo que se presentará a la Comisión para su evaluación. Los datos crudos del área se podrán obtener de la Comisión o de manera particular, para que la empresa Operadora los procese y entregue la mejor alternativa posible para explotar el área.
II.1. Inventario de información, estudios e infraestructura
Descripción general de la información disponible para los yacimientos en consideración dentro del área del Contrato o Asignación. Esta información incluye lo referente a pozos, núcleos, muestras y estudios de fluidos y registros de pozos, además de información y estudios geológicos, geofísicos, de caracterización dinámica, modelos estáticos y dinámicos, y cualquier otro estudio realizado en el área.
Explicar el tipo y características generales de la información en el cuerpo del documento presentado, así como también en formato de tablas, gráficos, archivos técnicos y cualquier otro especificado en los siguientes apartados.
II.1.1. Pozos
Mencionar el número y descripción de pozos perforados en el área del Contrato o Asignación. Redactar el inventario de pozos brevemente en el cuerpo del texto y presentar la información detallada como una tabla resumen que contenga la siguiente información de cada pozo o grupos de pozos en caso de que el área tenga una gran cantidad de pozos perforados:
Pozos
Número de pozos
Productores
Total de productores
Aceite
 
Fluyentes
 
SAP
 
Gas y condensado
 
Gas húmedo
 
Gas seco
 
Inyectores
Total de inyectores
Taponados
Total de taponados
Definitivos
 
Temporales
 
Letrina
Total de pozos letrina
Total
Total de pozos
 
Presentar la información detallada de cada pozo, geometría, intervalos disparados, estado mecánico, estimulaciones, terminaciones, fluidos de perforación, resultados de pruebas de producción, tipo de hidrocarburo entre otros, siguiendo el formato presentado por la Comisión. En caso de que el área del Contrato o Asignación tenga muchos pozos perforados, presentar los pozos en grupos representativos.
II.1.2. Infraestructura
Detallar ductos e instalaciones que se encuentran en el área del Contrato o Asignación y su estado de conservación, mencionar si en las condiciones actuales son apropiadas para operar y si son susceptibles de ser reparadas en el caso de ser necesario, anexar listado con infraestructura a manera de inventario.
II.1.3. Núcleos y recortes
Redactar de forma breve el número de pozos con muestreo de núcleos, las formaciones muestreadas y los
intervalos muestreados. Explicar de forma resumida los estudios realizados en los núcleos. En este apartado también se incluyen los estudios del sistema roca fluido como pruebas de desplazamiento (incluidas las de doble desplazamiento), curvas de adsorción, pruebas para la determinación propiedades petrofísicas, etc., en el caso que aplique.
Presentar las descripciones y análisis realizados en los recortes obtenidos durante la perforación de los pozos.
II.1.4. Fluidos
Redactar de forma breve las muestras de fluido disponibles de los pozos dentro del área del Contrato o Asignación. Explicar los estudios realizados en las muestras de fluidos como: análisis PVT, pruebas de hinchamiento, y las principales propiedades obtenidas de los análisis disponibles del agua de formación, etc.
II.1.5. Registros de pozos y evaluaciones petrofísicas
Explicar de forma breve la información disponible de registros de pozos tanto básicos como especiales. Los registros básicos pueden incluir registros como rayos gamma, potencial natural, resistividad, sónico, neutrón, densidad, etc. Se consideran registros especiales algunos como sónico dipolar, de imagen de pared de pozo, anisotropía sónico o de resistividad, resonancia magnética nuclear, etc. Incluir los registros de hidrocarburos, de cementación y cualquier otro tipo de medición realizada para conocer las propiedades de la formación o del pozo.
Explicar las evaluaciones petrofísicas disponibles en los pozos perforados dentro del área del Contrato o Asignación. Mencionar el número de pozos evaluados y los modelos petrofísicos empleados.
II.1.6. Geología y geofísica
Describir los marcadores geológicos interpretados a partir de registros de pozos. Explicar la información sísmica 2D y 3D disponible en el área, incluyendo tecnología empleada, fecha de levantamiento y procesamiento, área de cobertura o longitud levantada, etc. Emplear mapas para mostrar la ubicación de la información disponible. Indicar el número y ubicación de pozos con información de perfiles sísmicos verticales y puntos de calibración tiempo â profundidad.
Enlistar los horizontes sísmicos interpretados total o parcialmente en el área del Contrato o Asignación. Describir los estudios geológicos y geofísicos realizados en el área, indicando el objetivo, año de realización y resultados.
II.1.7. Pruebas dinámicas en pozo
Explicar las pruebas de presión-producción, presión de fondo fluyendo y cerrado realizadas en los pozos perforados dentro del área del Contrato o Asignación. Estas pruebas pueden ser de incremento, decremento, interferencia vertical, entre pozos, de inyección, gasto variable, entre otras.
II.1.8. Historia de producción
Explicar en el cuerpo del documento de forma breve, la información disponible de la producción y el comportamiento de la presión de cada campo que se encuentre en el área de Asignación o Contrato.
II.1.9. Modelos estáticos y dinámicos
Indicar qué estudios de caracterización estática y dinámica se han realizado dentro del área del Contrato o Asignación utilizando el programa de cómputo técnico correspondiente. Mencionar en el cuerpo del texto los modelos estáticos y dinámicos, además de ser resumidos en una tabla con las siguientes características:
Nombre del
modelo
Tipo de modelo
Área y
formación
Propiedades
pobladas
Creación
Actualización
Programa de
cómputo
 
 
 
 
 
 
 
 
II.1.10. Estudios integrales
Indicar si se cuenta con tablas hidráulicas que modelen el comportamiento de flujo de los pozos en el modelo de yacimiento y los criterios de operación. Se consideran como estudios integrales aquellos que involucran información y análisis de varias disciplinas como geología, petrofísica, geofísica, yacimientos, producción, estadística, administración, etc. Enlistar los estudios integrales realizados dentro del área del Contrato o Asignación. Estos estudios pueden ser modelos geomecánicos, modelos estadísticos, identificación de zonas de interés, análisis de campos análogos, entre otros. Resumir los estudios realizados en forma de tabla con las siguientes características:
Nombre del
estudio
Disciplinas
relacionadas
Objetivo del
estudio
 
 
 
 
II.1.11. Información geográfica
Incluir toda la información geográfica o susceptible de ser geo referenciada como anexos en formato Shapefile. Esta información puede incluir entre otras cosas:
-      Rasgos geomorfológicos, elevación del terreno o tirante de agua,
-      Información cultural como poblados o ciudades cercanas, límites de estados y municipios, vías de comunicación, ductos, tuberías, infraestructura superficial, etc.,
-      Polígono del área del Contrato o Asignación,
-      Ubicación de pozos en superficie, en el objetivo y en la profundidad total, ubicación de pozos con muestreo de núcleos y fluidos,
-      Ubicación de localizaciones e infraestructura superficial propuesta,
-      Mapas asociados a los estudios geológicos y geofísicos, como mapas estructurales, de espesores y de distribución de propiedades,
-      Pozos con información de pruebas dinámicas y con historia de producción,
-      Ubicación y superficies de modelos estáticos y dinámicos, mapas estructurales de intervalos de interés, mapas de propiedades, etc.
II.1.12. Otros aspectos
Anexar la información que se crea conveniente para complementar los antecedentes del área asignada o contratada, en caso de ser necesario complementar con documentos e información general siguiendo los formatos anteriormente mencionados.
II.2. Antecedentes de exploración y desarrollo
Presentar la información del área de Asignación o Contrato previa al Plan de Desarrollo o modificación del Plan de Desarrollo. Los datos podrán en parte ser adquiridos de la base de datos de la Comisión y en parte de manera particular.
II.2.1. Exploración
Describir las actividades y estudios realizados en la fase exploratoria del área del Contrato o Asignación, y que sirvieron como base para plantear el desarrollo del campo.
II.2.2. Evaluación
Presentar los antecedentes asociados a las actividades de evaluación dentro del área del Contrato o Asignación y que han servido como base para proponer el Plan de Desarrollo. Estos antecedentes pueden incluir la aplicación de proyectos piloto.
II.2.3. Desarrollo
Presentar los antecedentes asociados a las actividades de desarrollo ya sea por otro Operador o por el mismo Operador en seguimiento a un Plan de Desarrollo aprobado. Esto último aplica para el caso de las modificaciones al Plan de Desarrollo para la extracción de Hidrocarburos.
II.3. Marco geológico regional
II.3.1. Descripción de la cuenca
Descripción de la provincia y/o cuenca en la que se ubica el área del Contrato o Asignación. Incluir un mapa geológico de la cuenca y explicar los detalles del mapa en el texto.
II.3.2. Marco tectónico regional
Describir el régimen tectónico de la cuenca a lo largo del tiempo geológico y las principales estructuras y fallas en el área. Sustentar la información con mapas, secciones representativas, figuras y diagramas.
II.3.3. Marco sedimentario y estratigráfico regional
Presentar la descripción de los principales ambientes de depósito, características litológicas y tipos de sedimentos o de roca predominantes. Incluir, la descripción de la estratigrafía y que contenga tiempo geológico, formación, litología, ambiente de depósito, espesor, episodios de depósito y eventos geológicos de interés. Sustentar la información presentada con mapas, secciones representativas, modelos y diagramas.
II.3.4. Sistema petrolero
 
Describir el sistema petrolero al cual pertenecen los yacimientos a desarrollar incluyendo la edad y característica de la roca generadora, de la roca almacén y de la roca sello, descripción de los tipos de trampa presentes en los yacimientos del área y los procesos de migración y sincronía, preferentemente mediante los resultados de modelado de cuencas. Sustentar la información presentada con mapas, secciones representativas, modelos y diagramas.
Resumir toda la información del marco tectónico, sedimentario, estratigráfico y del sistema petrolero en una figura â columna que incluya tiempo geológico, formación, litología, ambiente de depósito, eventos geológicos de interés, plays probados, y la tabla de sistema petrolero.
II.4. Aspectos petrofísicos
II.4.1. Composición y tipo de sedimentos
Describir la metodología empleada para la estimación de la composición mineralógica y especificar la Información de los registros de pozos empleados para la determinación de la composición mineralógica e indicar los intervalos en los que se encuentran las formaciones de interés e indicar en qué núcleos o recortes de formación se realizó la estimación de composición mineralógica.
Sustentar del documento mediante el uso de figuras representativas, por ejemplo, secciones de registros de pozos con columnas litológicas, fotografías de los núcleos, recortes o láminas delgadas.
II.4.2. Porosidad y permeabilidad
Explicar los resultados de los estudios para caracterizar el sistema poroso y las permeabilidades de las formaciones de interés. Definir los valores promedio o representativos para cada formación analizada.
Sustentar la información reportada mediante el uso de figuras representativas como registros de pozos con columnas litológicas, fotografías de los núcleos, recortes o láminas delgadas.
II.4.3. Saturación de fluidos
Explicar la metodología empleada para la determinación de saturación de fluidos. Sustentar la información mediante el uso figuras representativas como registros de pozos con columnas litológicas, fotografías de los núcleos, recortes o láminas delgadas.
II.4.4. Propiedades mecánicas y eléctricas
Describir los estudios realizados en las muestras físicas para estimar sus propiedades mecánicas y eléctricas. Incluir un resumen con las propiedades promedio o representativas de cada una de las formaciones.
II.4.5. Análisis de registros de pozos y evaluación petrofísica
Describir los análisis y estudios realizados con los registros de pozos y las evaluaciones petrofísicas realizadas, justificando las metodologías y modelos empleados, mencionar los algoritmos y programas de cómputo utilizados. Explicar la calibración de la evaluación petrofísica con los estudios en muestras físicas.
Describir los resultados de la evaluación petrofísica integral en una tabla resumen que contenga, por ejemplo, las propiedades de porosidad total, porosidad efectiva, porosidad de matriz y fractura (cuando aplique), permeabilidades absolutas y relativas, saturaciones iniciales, críticas y residuales, relación neto/bruto, propiedades geomecánicas, geoquímicas, composición, etc., de cada uno de los horizontes de interés.
En el caso de usar valores de corte para definir los intervalos de interés discutir ampliamente la forma en la que se seleccionaron dichos valores.
II.4.6. Otros estudios petrofísicos
Incluir estudios petrofísicos realizados en muestras físicas o a partir de registros de pozos no presentados en los puntos anteriores que aporte información importante para el entendimiento geológico del área y para el Plan de Desarrollo. Por ejemplo, estos estudios pueden ser modelado e inversión de propiedades petrofísicas, clasificación de facies, tomografías en núcleos, imágenes de microscopio, etc.
Resumir las propiedades petrofísicas de los yacimientos en una tabla general como la que se muestra a continuación:
Características
Yacimiento 1
Yacimiento 2
Porosidad
(Tipo, valor en %)
 
 
Permeabilidad
(Tipo, valor en mD)
 
 
Saturación
(Tipo, valor en %)
 
 
Salinidad del agua de formación
 
 
Resistividad del agua de formación
 
 
Parámetros de Archie
 
 
Capacidad de intercambio catiónico (cuando aplique)
 
 
Espesor neto y bruto promedio (m)
 
 
Relación net/bruto
 
 
Espesor neto impregnado promedio (m)
 
 
Valores de corte
 
 
Otros
 
 
 
II.5. Aspectos geológicos y geofísicos
II.5.1. Modelo estructural
Describir la calibración mediante sismogramas sintéticos de la curva TZ de los pozos con perfil sísmico vertical. Mostrar la correlación sísmica de los principales pozos de amarre para la selección de los reflectores sísmicos más representativos de la zona.
Explicar con detalle el procedimiento empleado para la conversión a profundidad de la información sísmica. Esto incluye la calibración de los intervalos de interés, la construcción del modelo de velocidad con diferentes datos de entrada como velocidades de apilamiento, velocidades de pozo, etc.
Describir la interpretación de los principales horizontes y fallas.
Mostrar el modelo estructural. Se recomienda emplear secciones representativas, mapas y diagramas para sustentar las hipótesis presentadas.
Explicar en el texto la interpretación detallada de las formaciones productoras por yacimiento y apoyarse con mapas y secciones geológicas. Es necesario que los mapas correspondan con los principales intervalos productores en donde se muestren con detalle los elementos estructurales del yacimiento, como cierre estructural echado abajo, contra falla, cresta, polígonos de fallas, etc., además de la ubicación de los pozos perforados en la zona, límite del yacimiento, límite del área del Contrato o Asignación, etc. También presentar mapas de espesor bruto mediante la interpretación de las principales unidades sísmicas calibradas con pozos.
Presentar los mapas, secciones estructurales y demás figuras que se consideren necesarias en los anexos con un formato extendido para una mejor apreciación del contenido de los mismos.
II.5.2. Modelo sedimentario y estratigráfico
En el resumen sobre el modelo sedimentario, describir detalladamente la creación e interpretación del modelo del o de los yacimientos. Sustentar la información presentada con mapas, secciones representativas y figuras que permitan observar lo reportado. Es necesario que exista consistencia entre la creación del modelo sedimentario y la información y estudios de núcleos, registros geofísicos de pozos, evaluación petrofísica, atributos sísmicos, etc.
En caso de sustentar el modelo sedimentario con procesos sísmicos especiales como inversión sísmica, AVO, clasificación de facies, presentar una descripción detallada del flujo de trabajo empleado.
Para la creación de los mapas de distribución de facies, o de soporte para el modelo sedimentario, se recomienda el uso de colores adecuados que permitan una clara identificación de los rasgos por resaltar.
En el resumen del modelo estratigráfico, describir detalladamente la creación e interpretación del modelo del o de los yacimientos. Sustentar la información presentada con la columna estratigráfica, mapas de espesores, correlación de horizontes, secciones representativas y figuras que permitan observar lo reportado. Es necesario que exista consistencia entre la creación del modelo estratigráfico y la información y estudios de núcleos, registros geofísicos de pozos, evaluación petrofísica, atributos sísmicos, etc.
En caso de sustentar el modelo estratigráfico con procesos sísmicos especiales como inversión sísmica, AVO, clasificación de facies, presentar una descripción detallada del flujo de trabajo empleado
II.5.3. Análisis de discontinuidades naturales
Describir las metodologías o procedimientos empleados para la identificación y caracterización de discontinuidades naturales como fracturas a diferentes escalas, explicar los resultados y sustentarlos mediante el uso de imágenes representativas. Comentar sobre el posible impacto de las discontinuidades naturales en el Plan de Desarrollo.
 
II.5.4. Distribución espacial de propiedades
Describir la metodología empleada para estimar la distribución lateral y vertical de propiedades petrofísicas, mecánicas, eléctricas, etc., de interés para la caracterización de la o las formaciones dentro del área del Contrato o Asignación.
En el caso de emplear inversión sísmica, explicar con detalle el análisis de física de rocas realizado para la calibración sísmica con los estudios de muestras y con los registros de pozos. También, explicar detalladamente el flujo de proceso sísmico y los atributos obtenidos.
En el caso de haber realizado un modelo estático, explicar detalles del proceso de creación de la malla geocelular con el nivel de detalle adecuado, explicar qué horizontes y fallas se emplearon en la malla. Resumir las características geométricas de la malla geocelular en una tabla con las siguientes características:
Características
Modelo 1
Modelo 2
Formación (es)
 
 
Horizontes empleados
 
 
Número de intervalos y zonas
 
 
Número de celdas
 
 
Tamaño horizontal de celdas
 
 
Número de mini-capas
 
 
Espesor promedio de celda
 
 
Volumen total del modelo
 
 
Propiedades pobladas
 
 
Otros
 
 
 
Si el modelo estructural fue simplificado para la construcción del modelo geocelular, explicar las consideraciones realizadas y sus posibles consecuencias en la construcción final del modelo. Incluir imágenes representativas.
Con respecto a la propagación de las propiedades petrofísicas para la construcción del modelo estático, es recomendable que se explique detalladamente cada uno de los pasos en el flujo de trabajo. Estos pasos pueden incluir:
-      Escalado numérico de los registros de evaluación petrofísica a la escala de las celdas: Explicar si el espesor de las celdas permite reproducir de forma adecuada la variabilidad vertical en la o las formaciones de interés.
-      Análisis geo-estadístico de las celdas con datos de pozos: Es importante presentar de forma explícita los resultados de este análisis, por ejemplo distribución de probabilidad de cada parámetro petrofísico, presencia de valores anómalos, el tipo de variograma empleado, alcance en cada dirección, valor del efecto pepita, etc.
-      Propagación de propiedades petrofísicas: Especificar el tipo y parámetros del variograma empleado, el algoritmo de propagación, por ejemplo kriging, cokriging, simulación secuencial gaussiana, etc. En el caso de emplear una propagación guiada por medio de otra propiedad se recomienda sustentar de forma adecuada la correlación entre ambas propiedades. Mostrar controles de calidad sobre la propagación de propiedades, por ejemplo: histogramas comparativos de la propiedad petrofísica con diferentes resoluciones, por ejemplo la resolución original del registro, la escalada en las celdas y las celdas interpoladas en todo el modelo.
-      Uso de atributos sísmicos para la propagación: Si se emplearon atributos sísmicos como apoyo para la construcción del modelo estático, por ejemplo lamda*rho, mu*rho, impedancia acústica, etc., explicar detalladamente el procedimiento empleado y la justificación técnica de su uso. Para esta justificación técnica se pueden presentar ejercicios de modelado sísmico mediante modelo efectivo, análisis estadísticos multivariable, identificación de patrones.
-      Creación de una red discreta de fracturas: En los yacimientos en donde geológicamente se justifique el uso de redes de fracturas como apoyo para la estimación de la permeabilidad secundaria, explicar el procedimiento empleado con el nivel de detalle adecuado.
Los puntos anteriores son un ejemplo del flujo de trabajo para la construcción de un modelo estático y pueden incluirse o no de acuerdo a las características geológicas del o los yacimientos en el área del Contrato o Asignación.
II.6. Aspectos de ingeniería de yacimientos
II.6.1. Propiedades de los fluidos
 
Incluir los estudios PVT realizados en muestras de fluido obtenidas en el o los yacimientos que se encuentren dentro del área del Contrato o Asignación. Si se cuenta con estudios PVT realizados en varias muestras, mostrar los resultados de cada una de ellas. Explicar los resultados y sustentar con el uso de gráficos representativos como de densidad, viscosidad, factor volumétrico y relación de solubilidad éstos en función de la presión.
Presentar la validación de los estudios PVT realizada en las muestras de fluido disponibles. En el caso de contar con un PVT composicional, incluir una tabla resumen con la composición del fluido analizado. Explicar en el texto otros estudios de fluidos con el apoyo de gráficas y figuras representativas.
Explicar y analizar cualquier otro estudio que se haya realizado para estimar las propiedades de los hidrocarburos de los yacimientos dentro del área del Contrato o Asignación.
Resumir las características de los fluidos en el o los yacimientos en una tabla como la que se muestra a continuación:
Características
Yacimiento 1
Yacimiento 2
Pozo
 
 
Formación (es)
 
 
Intervalo disparado
 
 
Profundidad del muestreo
 
 
Presión muestreo
 
 
Temperatura muestreo
 
 
Tipo de fluido
 
 
Densidad °API
 
 
Viscosidad
 
 
Presión inicial (kg/cm2)
 
 
Presión de saturación (kg/cm2)
 
 
Relaciones de saturación
 
 
Factores volumétricos de gas y aceite
 
 
H2S (% mol)
 
 
CO2 (% mol)
 
 
Factor de conversión del gas
 
 
 
Para el caso del agua, incluir análisis como stiff & davis, análisis de compatibilidad agua-roca, entre otros, indicando las consideraciones, análisis, resultados y conclusiones más significativas y cómo impactan éstas en la producción de hidrocarburos.
II.6.2. Propiedades del sistema roca-fluido
Presentar los resultados de las pruebas realizadas en núcleos para caracterizar el sistema roca fluido como presión capilar, mojabilidad, permeabilidades relativas en dos fases, pruebas de desplazamiento, compresibilidad de la roca, etc.
-      Explicar la metodología empleada en cada análisis y presentar los resultados en formato de tablas y apoyarse de gráficas representativas.
-      En el cálculo de las permeabilidades relativas, presentar las gráficas de permeabilidad relativa en función de la saturación para todas las muestras analizadas.
II.6.3. Pruebas de estimulación y fracturamiento
Describir con detalle las pruebas de estimulación y fracturamiento realizadas en los pozos que se encuentran dentro del área asignada o contractual, así como los resultados obtenidos. En este análisis especificar qué aspectos fueron los más importantes durante el diseño la estimulación. En el caso del fracturamiento, indicar el número de intervalos a disparar y la metodología para definir la posición de los disparos. En este apartado se incluyen los resultados de las pruebas de compatibilidad del sistema roca-fluido y reactivos, cuando aplique.
II.6.4. Caracterización dinámica
Describir con el mayor detalle posible todo lo concerniente al comportamiento dinámico de yacimientos y a la caracterización dinámica derivada de éste. Dentro de la información y análisis mínimos para lograr una adecuada caracterización dinámica, incluir y detallar lo siguiente:
-      Pruebas presión-producción: Detallar las características y los resultados de las pruebas representativas, mencionando aquellos puntos que se consideren importantes. Resaltar el impacto
de estas pruebas para la caracterización dinámica.
-      Aforos: Explicar cuántos aforos se realizaron e indicar los valores de gastos y volúmenes representativos
II.6.5. Recuperación secundaria y mejorada
En caso de aplicar, explicar las pruebas piloto realizadas para la aplicación de tecnologías de recuperación secundaria y mejorada. Describir detalladamente los resultados obtenidos y el impacto en el Plan de Desarrollo propuesto.
II.6.6. Análisis y ajuste de perfiles de presión producción
Incluir el análisis del comportamiento de pozos o análisis nodal, entendiendo esto como las condiciones de flujo y productividad bajo distintos estados mecánicos, aparejos de producción y sistemas artificiales de producción, de acuerdo al potencial del yacimiento. En el análisis hacer énfasis en el impacto sobre el Plan de Desarrollo propuesto.
Describir detalladamente la metodología empleada para ajustar los perfiles de producción y para estimar la recuperación final en los pozos disponibles. En el caso de emplear curvas de declinación, es necesario incluir una explicación adecuada y el uso de campos análogos cuando aplique.
En el caso de emplear modelos de simulación para la propagación y fracturas y para la dinámica de fluidos, explicar detalladamente las características del modelo, los algoritmos y programas de cómputo empleados, parámetros de entrada para el modelo, y otros aspectos importantes. Sustentar la explicación con figuras representativas.
II.7. Estudios integrales
II.7.1. Análisis de campos análogos
Incluir un resumen de las propiedades geológicas, petrofísicas, geoquímicas, geomecánicas, dinámicas, de producción, etc., así como de los fluidos presentes en el o los yacimientos localizados dentro del área del Contrato o Asignación Comparar estos yacimientos de interés con análogos en México y en el mundo. Construir una tabla comparativa entre el o los yacimientos de interés y los análogos. También, mostrar un análisis estadístico que indique en qué percentil se encuentra la formación de interés en contexto con los análogos. Emplear este análisis para comparar la historia de producción de los campos en producción con el pronóstico de los pozos tipo o de simulación para el yacimiento en estudio.
Mencionar las tecnologías y estrategias de desarrollo empleadas en los campos análogos en función de sus propiedades geológicas y de yacimientos. Realizar un análisis de estas prácticas internacionales para su posible aplicación el área asignada o contractual.
II.7.2. Otros estudios
Incluir en este apartado cualquier otro estudio realizado para caracterizar el o los yacimientos
III. Descripción del Plan de Desarrollo para la Extracción
III.1. Alternativas analizadas para la selección del Plan de Desarrollo
Describir las alternativas propuestas haciendo énfasis en las diferencias entre ellas. Presentar una tabla con las siguientes características:
Características
Alternativa 1
(seleccionada)
Alternativa 2 ...
Alternativa n
Actividades físicas
 
 
 
Producción
 
 
 
Incorporación de reservas
 
 
 
Gastos de operación
Inversiones
Tecnologías
 
 
 
Otros parámetros
 
 
 
 
Presentar información con un nivel de detalle adecuado que permita comparar las alternativas, como producción, gasto e inversión en forma de figuras y tablas anualizadas como se muestra a continuación:
Producción de aceite
(mbd), Gas (mmpcd) o
Condensado (mbd)
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
...
Año n
Total
Alternativa 1
 
 
 
 
 
 
 
 
Alternativa 2
 
 
 
 
 
 
 
 
Alternativa 3
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Inversiones o gastos
(mmUSD)
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
...
Año n
Total
Alternativa 1
 
 
 
 
 
 
 
 
Alternativa 2
 
 
 
 
 
 
 
 
Alternativa 3
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Discutir ampliamente los criterios considerados para seleccionar la mejor alternativa en función de sus características. Presentar archivos anexos siguiendo el formato indicado por la Comisión. Indicar la paridad entre dólares americanos y pesos, la cual tiene que ser consistente con los valores a la fecha de la presentación de la propuesta de Plan de Desarrollo.
III.2. Descripción técnica de la alternativa seleccionada para el Plan de Desarrollo
En caso de que el Descubrimiento Comercial se extienda más allá del Área Contractual, presentar una propuesta del programa para el desarrollo unificado de los Campos.
III.2.1. Actividades de desarrollo y metas físicas
Explicar con detalle las actividades consideradas en el escenario seleccionado para la etapa de desarrollo para la extracción de hidrocarburos en el área asignada o de contrato. Esta información también se detallará en una tabla como la que se muestra a continuación y en función de las actividades propias de cada plan:
Actividad, sub-actividad o
tarea
Año 1
Año 2
...
Año n
Total
 
 
 
 
 
 
III.2.2. Pozos
Describir con detalle los pozos tipo considerados en el Plan de Desarrollo en función de sus características como objetivo general, formación, profundidad, geometría, diseño de tuberías, terminación, tecnologías, costo, tiempo de ejecución, equipo necesario, recuperación final estimada (EUR), y otros parámetros de importancia. Esta información será resumida en una tabla con las siguientes características:
Características
Tipo A
Tipo B
Tipo C
Objetivo general
 
 
 
Formación
 
 
 
Geometría
 
 
 
Profundidad
 
 
 
Diseño de tuberías
 
 
 
Terminación
 
 
 
Tecnologías
 
 
 
Distancia entre pozos
 
 
 
Costo
 
 
 
Tiempo de ejecución
 
 
 
Equipo
 
 
 
Recuperación final estimada
 
 
 
Otras
 
 
 
 
Apoyar la descripción de los pozos tipo con figuras y diagramas. Las características de tuberías, fluidos de perforación, e integridad de pozos, así como actividades de cementación y fracturamiento hidráulico serán consideradas en estricto apego a los lineamientos correspondientes en la materia.
Presentar a manera de resumen una tabla con la siguiente información de los pozos a perforar:
Nombre de pozo o grupo
de pozos
Ubicación
Pozo tipo
 
 
 
 
Describir los sistemas artificiales de producción, las reparaciones y abandono a emplear en los pozos preexistentes en el área o en los pozos a perforar, cuando aplique.
III.2.3. Toma de información y estudios
Describir a detalle los estudios y toma de información considerados en alternativa propuesta para el Plan de Desarrollo. La información a obtener incluye registros de pozos, toma de núcleos, monitoreo microsísmico, sísmica superficial, pruebas de presión-producción etc. Mientras que los estudios considerados son, por ejemplo, evaluaciones petrofísicas, caracterización estática y dinámica, etc.
En este apartado también se incluyen las pruebas piloto para la aplicación de tecnologías de recuperación secundaria y mejorada.
Estas actividades serán consistentes con el Plan de Desarrollo, perforación y terminación. Se recomienda presentar un calendario de actividades.
III.2.4. Infraestructura
Describir de manera general la infraestructura que va a ser construida y empleada como parte del Plan de Desarrollo, por ejemplo, ductos e instalaciones, entre otras. Presentar en forma de resumen la siguiente tabla:
Tipo de Infraestructura
Descripción
Uso individual o
compartido
Inicio de
operación
 
Describir la infraestructura necesaria para el desarrollo del proyecto, pero que no tiene una aplicación directa para la extracción o procesamiento de los hidrocarburos, Ejemplos de infraestructura alternativa son caminos, puentes, etc. Justificar su construcción o adquisición y especificar el beneficio que presentará.
Incluir a manera de resumen una tabla con las siguientes características:
Infraestructura
alternativa
Justificación
A desarrollar o
complemento
Fecha de entrega
 
 
III.2.4.1. Medición de hidrocarburos
Establecer de manera clara los procedimientos de Medición de los Hidrocarburos asociados al Plan de Desarrollo.
Para las instalaciones relacionadas con la medición de hidrocarburos agregar los isométricos de las instalaciones de producción, recolección y almacenamiento y en general de la infraestructura necesaria para desplazar los hidrocarburos desde el pozo hasta el punto de medición.
Incluir diagramas de los instrumentos de medición con la conexión a las instalaciones de producción y a los sistemas de medición.
Presentar un programa referente a la construcción, actualización y modificación de los sistemas de medición y de las instalaciones de producción que influyen en la medición de los hidrocarburos.
Incluir bitácora de registro, programa de diagnóstico, competencias técnicas, indicadores de desempeño y
el nombre del responsable oficial en turno.
La medición de los hidrocarburos se realizará conforme a lo establecido en los Lineamientos emitidos por la Comisión. Presentar una tabla con la siguiente información:
 
 
 
 
Características metrológicas
Calibración
 
Fluido
Tipo
medidor
Punto de
medición
Alcance de
medición (b,
litros)
Exactitud
(%)
(Sí o No)
Fecha de última
calibración
1
 
 
 
 
 
 
 
2
 
 
 
 
 
 
 
...
 
 
 
 
 
 
 
 
Continuación de tabla
 
Incertidumbre
 
Presupuesto de
incertidumbre
± % , k
Fuentes que afectan la
incertidumbre (FAI)
Valores de FAI para estar fuera de
parámetros conforme a los
lineamientos de medición
1
 
 
 
 
2
 
 
 
 
...
 
 
 
 
 
III.2.4.2. Aprovechamiento de Gas
El objetivo del apartado es la conservación y el uso eficiente del Gas Natural Asociado, asegurando la capacidad de manejo, disponibilidad y confiabilidad del sistema de recolección, procesamiento y distribución del mismo en condiciones técnicas y económicamente viables.
Los Operadores presentarán Programas de Aprovechamiento del Gas Natural Asociado económicamente viables que incluyan los objetivos mencionados, a lo largo del ciclo productivo del área de Contrato o Asignación.
Característica
Meta de aprovechamiento de Gas Natural
Año 1
Año 2
Año 3
Año n
Fórmula o descripción
del cálculo de la meta
 
 
 
 
 
Para el cumplimiento de lo anterior es necesario se atiendan los siguientes puntos:
-      Presentar la planeación para proyectar la capacidad que se instalará por año a lo largo del ciclo de vida del proyecto, para manejo, aprovechamiento y conservación del Gas Natural Asociado.
-      Evitar la destrucción del hidrocarburo, realizar las inversiones que sean necesarias en tiempo y forma para incrementar o mantener el Aprovechamiento del Gas Natural. Es importante promover esfuerzos para alcanzar y mantener los estándares internacionales y las mejores prácticas de la industria.
-      Se deberá privilegiar la quema o incineración de gas, sobre el venteo en lo que se instala la infraestructura necesaria para el aprovechamiento del hidrocarburo.
       Los Programas de Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, incluirán:
-      Objetivos y premisas del programa de aprovechamiento de gas natural asociado.
-      Meta de aprovechamiento anualizada utilizando la siguiente fórmula:
 

-      Composición del Gas Natural Asociado a producir.
-      Precio de venta del Gas Natural Asociado a producir.
-      Pronóstico de producción del Gas Natural Asociado de forma mensual para los primeros 3 años y anual para el resto de la vigencia de la Asignación o Contrato.
-      Acciones, proyectos y actividades contempladas por año.
-      Descripción de las instalaciones, equipos e identificación de su ubicación y planos correspondientes.
-      Cálculo de la capacidad de manejo del Gas Natural por año.
-      Programa de inversiones por año para el Aprovechamiento, Conservación, Transferencia y Destrucción Controlada.
-      Plan de contingencia operativa, que permita en caso de emergencia mantener o regresar a la continuidad de las actividades de Aprovechamiento.
-      Programa de paros programados, libranzas y mantenimiento de equipos críticos para el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado
-      Análisis Técnico-Económico y documentos con los que el Operador acredite su solvencia económica y capacidad técnica, administrativa y financiera. Conforme a lo establecido en el artículo 27 de la ley de Hidrocarburos.
El operador podrá aprovechar el Gas Natural Asociado a la extracción de hidrocarburos en los siguientes casos, incluir la planeación si alguno se llegara a contemplar en el Plan de Desarrollo para el futuro seguimiento por parte de la Comisión.
-      Autoconsumo dentro de la misma área para los equipos
-      Implementación de sistemas artificiales que utilicen gas
-      Generación o cogeneración de energía eléctrica
-      Reinyección al propio yacimiento para almacenarlo en lo que se transfiere.
Se podrá realizar la destrucción controlada de Gas, es necesario incluir el análisis de las áreas donde se llevará a cabo y los volúmenes de Gas que serán sujetos a la destrucción controlada en los casos siguientes:
-      Cuando de acuerdo al análisis técnico económico, la Comisión concluya que la única alternativa es la destrucción controlada y de acuerdo al programa de aprovechamiento aprobado.
-      Circunstancia de riesgo para la operación segura del personal y las instalaciones.
-      Durante las pruebas de pozo
La pérdida del hidrocarburo se considera como pérdida o menoscabo del patrimonio de la Nación, por lo que el Operador cubrirá los prejuicios económicos generados a la Nación.
Se solicitará hacer una modificación al Plan de Desarrollo respecto al Aprovechamiento del Gas Natural cuando:
-      Las metas de aprovechamiento de Gas Natural necesiten una adecuación por circunstancias
económicas, tecnológicas u operacionales
-      Por cuestiones de seguridad o fuerza mayor se necesite modificar las metas de aprovechamiento.
Las Operadoras darán aviso, sin necesidad de una autorización previa de la Comisión en caso de ser una mejora o incremento de las metas o niveles de Aprovechamiento del Gas Natural respecto al plan aprobado, se incluirá en la modificación el análisis Técnico-Económico, justificado según las siguientes consideraciones:
-      Composición del Gas Natural Asociado
-      Volumen de Gas Natural Asociado a producir
-      Cercanía entre el punto de extracción y las instalaciones de proceso.
-      Ubicación de las estructuras para el transporte y almacenamiento del gas
-      Precio de venta del Gas Natural y el monto de las inversiones que permiten mantener la continuidad operativa para garantizar el Aprovechamiento del Gas Natural Asociado.
III.2.4.3. Manejo y comercialización del gas
Indicar la capacidad de procesamiento y distribución de la infraestructura que se tiene en el área del Contrato o Asignación, para el manejo del Gas en la superficie. Agregar los isométricos de las instalaciones de procesamiento del gas como separadores, compresores, entre otras y la infraestructura necesaria para desplazar los hidrocarburos desde los centros de proceso hasta los puntos de distribución del gas identificados. Incluir las especificaciones de los estándares para la comercialización del gas.
III.2.4.4. Manejo y disposición de fluidos
Describir el equipo disponible que se tiene en el área del Contrato o Asignación, para transporte, tratamiento y comercialización de los fluidos. Incluir isométricos de las instalaciones e identificar los puntos de distribución y procesamiento en los que se descargará el aceite, para condicionarlo hasta alcanzar los estándares necesarios para su comercialización.
III.2.4.5. Mantenimiento y abandono
Presentar de manera anualizada, los planes de mantenimiento de ductos e instalaciones necesarios para su uso óptimo, incluir los estándares de seguridad requeridos.
Explicar la logística del abandono de las instalaciones en forma consistente con el Plan de Desarrollo propuesto, justificando las causas del abandono y explicar, de ser el caso, si son susceptibles a una reparación.
III.2.5. Recuperación secundaria y mejorada
Describir ampliamente la tecnología a implementar para la recuperación secundaria o mejorada, explicar a detalle el método que se utilizará en los yacimientos localizados dentro del área del Contrato o Asignación. Justificar la selección del tipo de recuperación mencionando los beneficios para el área, esto será consistente con los estudios piloto reportados como antecedentes.
Con ayuda de un gráfico mostrar el incremento o mantenimiento de la presión y la producción debido a la recuperación secundaria o mejorada.
III.2.6. Subcontrataciones
Describir detalladamente las obras, servicios y materiales que van a ser llevados a cabo por subcontratistas, así como los criterios para seleccionar a éstos.
El Contratista deberá realizar una propuesta de trabajo incluyendo un plan con la información que considere necesaria para su evaluación, cumpliendo además con los requerimientos solicitados por la Comisión en su momento.
Obras, materiales o servicios a
subcontratar expresados como
Actividad, Sub-actividad y Tarea
Justificación
para la
subcontratación
Criterios de
selección
Fecha de
contratación
aproximada
Costo del rubro
a subcontratar
 
 
III.2.7. Inversión y gastos de operación, mantenimiento y reparación
Indicar inversiones y gastos de operación correspondientes a las actividades, sub-actividades y tareas de acuerdo a los lineamientos de la autoridad correspondiente. Presentar la metodología utilizada para calcular
los costos.
Realizar una tabla anualizada en donde se indiquen los montos de los gastos e inversiones de las actividades, sub-actividades y tareas, de acuerdo a los Lineamientos correspondientes.
Actividad, Sub-
actividad y Tarea
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
...
Año n
Total
 
 
Las inversiones y los gastos de operación y mantenimiento se presentarán en consistencia con las actividades presentadas en el Plan de Desarrollo. Emplear los gráficos necesarios para sustentar las explicaciones. Indicar la paridad entre dólares americanos y pesos, la cual tiene que ser consistente con los valores a la fecha de la presentación de la propuesta de Plan de Desarrollo.
Presentar por separado la inversión y gastos de operación asociados a la recuperación secundaria y mejorada.
Recuperación
secundaria o mejorada
Año 1
Año 2
Año 3
Año 4
Año 5
...
Año n
Total
 
 
III.2.8. Pronóstico de producción
Describir detalladamente la forma de calcular los pronósticos de producción asociados a la alternativa seleccionada para aceite, gas y condensado. Presentar los pronósticos de producción para el potencial total o completo de cada campo o yacimiento dentro del área contratada o asignada. Presentar los pronósticos de producción en las siguientes categorías:
-      Por pozo o grupo de pozos, por yacimiento, por campo, y por toda el área del Contrato o Asignación. Presentar una tabla con el pronóstico de producción de aceite (mbd), gas (mmpcd) y condensado (mbd), una gráfica por tipo de hidrocarburo, como se muestra a continuación:
Campo
Yacimiento
Pozo o
grupo de
pozos
Año 1
Año 2
Año 3
...
Año n
Total
Campo 1
Yacimiento 1
Pozo 1
 
 
 
 
 
 
Pozo 2
 
 
 
 
 
 
Yacimiento 2
Pozo 3
 
 
 
 
 
 
Pozo 4
 
 
 
 
 
 
Campo 2
Yacimiento 3
Pozo 5
 
 
 
 
 
 
Pozo 6
 
 
 
 
 
 
Yacimiento 4
Pozo 7
 
 
 
 
 
 
Pozo 8
 
 
 
 
 
 
Total por área
contratada o asignada
----
----
 
 
 
 
 
 
-      Por tipo de recuperación como primaria, secundaria y mejorada. Presentar una tabla con el pronóstico de producción de aceite (mbd), gas (mmpcd) y condensado (mbd), una gráfica por tipo de hidrocarburo, como se muestra a continuación:
Yacimiento
Recuperación
Año 1
Año 2
Año 3
...
Año n
Total
Yacimiento 1
Primaria
 
 
 
 
 
 
Secundaria
 
 
 
 
 
 
Mejorada
 
 
 
 
 
 
Yacimiento 2
Primaria
 
 
 
 
 
 
Secundaria
 
 
 
 
 
 
Mejorada
 
 
 
 
 
 
Total por área
contratada o asignada
----
 
 
 
 
 
 
 
 
En el caso de una modificación explicar el pronóstico asociado al plan aprobado y comparar con el pronóstico del plan propuesto.
Presentar los siguientes gráficos del pronóstico de producción anualizado de aceite (mbd), gas (mmpcd) y condensado (mbd) para toda la vida de los yacimientos dentro del área contratada o asignada:
-      Gráfico de tiempo con histórico de producción del área, pronóstico de producción del plan aprobado y el pronóstico de producción del plan propuesto.
-      Gráfico de tiempo con histórico de producción del área, pronóstico de producción del plan aprobado y el pronóstico de producción del plan propuesto, este último en sus escenarios alto, medio y bajo.
-      Gráfico de tiempo con el pronóstico de producción del plan aprobado y del plan propuesto, este último con el acumulado por color de la recuperación primaria, secundaria y mejorada.
-      Gráfico de tiempo con el pronóstico de producción del plan aprobado y del plan propuesto, este último con el acumulado por color de cada yacimiento.
-      Gráfico de tiempo con el pronóstico de producción del plan aprobado y del plan propuesto, este último con el acumulado por color de cada pozo o grupo de pozos.
Indicar en cada uno de los gráficos anteriores la fecha de inicio y de fin del Contrato o Asignación, fecha de inicio del plan propuesto, límite económico y potencial total del área.
Presentar un gráfico de barras con la producción acumulada de hidrocarburos en petróleo crudo equivalente (PCE), calculado desde el inicio del plan propuesto hasta el potencial total o completo del área, considerando el plan propuesto y el plan aprobado. Resaltar en cada una de las barras la producción total a la vigencia del Contrato o Asignación.
III.2.9. Factores de recuperación
Presentar los factores de recuperación asociados al Plan de Desarrollo propuesto para aceite y gas, considerando cada yacimiento, campo y toda el área contratada o asignada. Estos factores de recuperación serán consistentes con los pronósticos de producción presentados y con el volumen original. Resumir los factores de recuperación en tablas como las siguientes:
Contrato o
Asignación
Volumen original
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
 
Campo
Volumen original
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
 
Yacimiento
Volumen original
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
III.3. Indicadores clave de desempeño en los Planes de Desarrollo para la Extracción
Definición de los indicadores de desempeño clave presentados en el Artículo 12, fracción II de los Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, así como sus modificaciones.
 

 


IV. Reservas de hidrocarburos
Presentar las reservas cuantificadas o en su caso certificadas de acuerdo por categorías 1P, 2P y 3P de acuerdo a la regulación emitida por la Comisión en materia de reservas.
IV.1. Volumen original de hidrocarburos
Explicar a detalle la metodología empleada para estimar el volumen original de hidrocarburos. Esta estimación será consistente con lo reportado en los antecedentes y en apego a lo indicado en los lineamientos correspondientes.
Presentar los resultados de la estimación del volumen original de hidrocarburos en las siguientes agrupaciones:
-      Volumen Original asociado a área del Contrato Asignación para aceite y gas.
-      Volumen Original por campo asociado al área del Contrato o Asignación para aceite y gas.
-      Volumen Original por yacimiento asociado al área del Contrato o Asignación para aceite y gas.
Asignación
o Contrato
Volumen original
Volumen
acumulado
Volumen
remanente
CERTIFICADAS
Categoría de
reservas
ACTUAL
Categoría de
reservas
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
1P, 2P, 3P
 
 
Campo
Volumen original
Volumen acumulado
Volumen
remanente
CERTIFICADAS
Categoría de
reservas
ACTUAL
Categoría de
reservas
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
1P, 2P, 3P
 
 
Yacimiento
Volumen original
Volumen acumulado
Volumen
remanente
CERTIFICADAS
Categoría de
reservas
ACTUAL
Categoría de
reservas
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
Aceite
mmb
Gas
natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
1P, 2P, 3P
 
IV.2. Reservas de hidrocarburos
 
Presentar la cuantificación de las reservas al límite contractual o de la Asignación, y al límite económico para las categorías 1P, 2P y 3P para aceite, gas, condensado y petróleo crudo equivalente (PCE), a nivel de Contrato/Asignación, campo, yacimiento, pozo o grupo de pozos. Presentar las siguientes tablas:
Contrato o
Asignación
Campo
Yacimiento
Pozo o
Grupo de
pozos
Último año de
certificación
Categoría
Reservas remanentes al límite económico
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
Condensado
mmb
PCE
mmb
 
 
 
 
1 de enero de ...
1P
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2P
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3P
 
 
 
 
 
Contrato o
Asignación
Campo
Yacimiento
Pozo o
Grupo de
pozos
Último año de
certificación
Categoría
Reservas remanentes a la vigencia del Contrato o
Asignación
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
Condensado
mmb
PCE
mmb
 
 
 
 
1 de enero de ...
1P
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2P
 
 
 
 
 
 
 
 
 
3P
 
 
 
 
 
IV.3. Pronóstico de producción
Presentar y explicar el pronóstico de producción asociado a cada categoría de reservas 1P, 2P y 3P para los productos aceite, gas, y condensado mismos que deberán ser consistentes con la alternativa seleccionada para el Plan de Desarrollo propuesto. Estos pronósticos de producción se deben de presentar al final de la Asignación o contrato, y al límite económico considerando lo siguiente:
-      Los pronósticos de producción anualizados por Contrato o Asignación.
-      Los pronósticos de producción anualizados por campo asociado al Contrato o Asignación.
-      Los pronósticos de producción anualizados por yacimiento asociados al Contrato o Asignación.
Incluir de manera gráfica los pronósticos por producto y especificar el horizonte.
Todos los perfiles de producción se presentarán de forma anualizada durante el periodo que cubre el Contrato o Asignación; y serán consistentes con los aspectos de geociencias, con el Plan de Desarrollo calendarizado propuesto y con los pozos tipo definidos en el mismo plan.
IV.4. Factores de recuperación
Presentar los factores de recuperación asociados a las categorías de reservas 1P, 2P y 3P para aceite y gas de forma consistente con el volumen original y con los pronósticos de producción, de esta forma se presentarán los factores de recuperación considerando lo siguiente:
Asignación o
Contrato
Volumen original
Categoría de
reservas
Factor de
recuperación
Producción acumulada
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
 
Campo
Volumen original
Categoría de
reservas
Factor de
recuperación
Producción acumulada
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
 
Yacimiento
Volumen original
Categoría de
reservas
Factor de
recuperación
Producción acumulada
Aceite
mmb
Gas natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
Aceite
%
Gas
%
Aceite
mmb
Gas
mmmpc
 
V. Evaluación económica
 
V.1. Estructura de precios
Incluir al menos un escenario bajo, medio y alto de precio de hidrocarburos. Desarrollar la metodología empleada para calcular los escenarios de precios de hidrocarburos considerados en el análisis económico.
Los escenarios de precios del aceite incluirán los pronósticos de precios de los crudos marcadores utilizados en la estimación, así como los ajustes por calidad del hidrocarburo y la estimación diferencial de precios debido al costo de transporte. En caso de que por calidad sea necesario valuar los crudos a distintos precios, incluir la estimación para cada tipo de aceite como se muestra en la siguiente tabla:
Escenario: