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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 de la Tercera Sección)

(Viene de la Tercera Sección)
Presentar una tabla con la información de cada veta de carbón mineral dentro del área contratada o asignada como se muestra a continuación:
Características generales
Veta de carbón 1
Veta de carbón 2
Área (km2)
 
 
Año de descubrimiento
 
 
Fecha de inicio de explotación
 
 
Profundidad promedio (m)
 
 
Elevación (m)
 
 
Situación minera
 
 
Nombre de la mina
 
 
Formaciones en producción
 
 
Estado actual
 
 
Pozos
 
 
Número y tipo de pozos perforados
 
 
Estado actual de pozos
 
 
Tipo de sistemas artificiales de producción
 
 
Marco Geológico
 
 
Era, periodo y época
 
 
Cuenca y/o sub-cuenca
 
 
Régimen tectónico
 
 
Ambiente de depósito
 
 
Litología almacén
 
 
Condiciones hidrodinámicas
 
 
Propiedades petrofísicas
 
 
Rango
 
 
Grado
 
 
Tipo
 
 
Contenido de ceniza (%)
 
 
Contenido de materia volátil (%)
 
 
Contenido de carbón fijo (%)
 
 
Contenido de materia orgánica
 
 
Porosidad (%)
(especificar tipo)
 
 
Permeabilidad (mD)
(Especificar tipo como absoluta, vertical,
horizontal, etc.)
 
 
Densidad
 
 
Humedad
 
 
Saturaciones
(Especificar tipo de saturación como inicial,
irreductible, de agua, gas, etc.)
 
 
Módulo de Young
 
 
Coeficiente de Poisson
 
 
Presencia y orientación de discontinuidades
naturales
 
 
Espesor neto y bruto promedio (m)
 
 
Relación neto/bruto
 
 
Propiedades de los fluidos
 
 
Tipo de gas
 
 
Poder calorífico
 
 
Calidad y contenido de azufre
 
 
Origen del gas
 
 
Propiedades del yacimiento
 
 
Temperatura ( °C)
 
 
Presión inicial (kg/cm2)
 
 
Presión actual (kg/cm2)
 
 
Permeabilidades relativas
 
 
Mecanismos de empuje principal y
secundario
 
 
Perforación y terminación
 
 
Tipos de pozos
 
 
Longitud horizontal
 
 
Distancia entre pozos
 
 
Tecnología de fracturamiento
 
 
Tipo de apuntalante
 
 
Número y distancia de fracturas
 
 
Volumen de agua por pozo
 
 
Extracción
 
 
Métodos de recuperación secundaria
 
 
Métodos de recuperación mejorada
 
 
Instalaciones
 
 
 
Agregar tantas columnas como formaciones a explotar. Indicar la fecha en la que se contabilizan los pozos, su estado y las características de la formación.
I.5.   Recursos y reservas de hidrocarburos
Incluir la siguiente tabla por formación para las últimas reservas cuantificadas o en su caso certificadas
Campo
Volumen
original
Categoría de
recuperación
Factor de
recuperación
Reserva remanente
Producción
acumulada
Gas natural
mmmpc
1P. 2P o 3P
Gas %
Gas mmmpc
PCE 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 la 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 gas para toda el área asignada o contratada. 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 las formaciones en el área contractada 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
Cumplir con las 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.
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
Gas natural
 
Inyectores
Total de inyectores
Taponados
Total de taponados
Definitivos
 
Temporales
 
Total
Total de pozos
 
Presentar la información detallada de cada pozo, geometría, intervalos disparados, estado mecánico, estimulaciones, terminaciones, fluidos de perforación 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 asignada o contratada 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 contratada o asignada. 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 contratada o asignada. 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 contratada o asignada. 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 software 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
 
 
 
 
 
 
 
 
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.
 
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.
-      Información cultural como poblados o ciudades cercanas, límites de estados y municipios, vías de comunicación, ductos, tuberías, infraestructura superficial, etc.
-      Polígono límite el 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 Gas Natural contenido en Veta de Carbón Mineral.
II.2.4. Actividad minera
Presentar antecedentes asociados a las actividades mineras en el área ya sea por otro Operador o por el mismo, hacer énfasis en la relación de la actividad minera en mantos de carbón con la extracción del gas natural asociado.
 
II.3. Marco geológico regional
II.3.1. Descripción de la cuenca
Descripción de la cuenca y/o sub-cuenca en la que se ubica el área de asignación o contractual. Incluir un mapa geológico de la cuenca y/o sub-cuenca y explicar los detalles del mapa en el texto.
II.3.2. Marco tectónico regional
Describir el régimen tectónico de la cuenca y/o sub-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, contenido y tipo de materia orgánica y faunística, 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 características de rango, grado y tipo, contenido de materia orgánica, contenido de ceniza, contenido de gas natural, capacidad de adsorción, etc. 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, y la tabla de sistema petrolero.
II.4. Aspectos petrofísicos
II.4.1. Rango, grado y tipo
Explicar detalladamente el muestreo mediante núcleos o recortes del o los mantos de carbón de interés, así como los estudios de laboratorio realizados en ellos. Las características de rango, grado y tipo se explicarán con detalle en muestras analizadas.
Sustentar del documento mediante el uso de imágenes representativas.
II.4.2. Porosidad y permeabilidad
Explicar los métodos y los resultados de los estudios para caracterizar el sistema poroso y las permeabilidades de las formaciones de gas contenido en veta de carbón. Definir los valores promedio o representativos para cada formación analizada. Justificar el uso de los métodos empleados en función de su aplicabilidad.
Incluir el análisis realizado para correlacionar la porosidad y permeabilidad mediante modelos empíricos o teóricos.
Sustentar la información reportada mediante el uso figuras representativas como registros de pozos con columnas litológicas, fotografías de los núcleos, recortes o láminas delgadas, gráfico cruzado de permeabilidad vs porosidad, etc.
II.4.3. Densidad y humedad
Explicar los procedimientos de muestreo y metodología de estudios de laboratorio realizados para medir las propiedades físicas del carbón como densidad, contenido de gas, humedad y saturación de agua.
II.4.4. Contenido de fluidos y capacidad de adsorción
Explicar y justificar la metodología empleada para estimar el contenido de gas, características principales asociadas al gas natural en vetas de carbón mineral y capacidad de adsorción a partir de estudios en muestras físicas.
Sustentar la información con una figura representativa de la isoterma de Langmuir. Detallar la metodología para obtener el valor representativo de la formación.
II.4.5. 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.
Explicar las propiedades geomecánicas del carbón en función de sus propiedades petrofísicas y presencia de discontinuidades.
 
II.4.6. Análisis de registros de pozos y evaluación petrofísica
Describir los análisis y estudios realizados con los registros de pozos y las evaluaciones petrofísicas realizadas a los mantos de carbón, 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.4.7. 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 las vetas de carbón mineral en una tabla general como la que se muestra a continuación:
Características
Veta de carbón 1
Veta de carbón 2
Porosidad (Tipo, valor en %)
 
 
Permeabilidad (Tipo, valor en mD)
 
 
Saturación (Tipo, valor en %)
 
 
Salinidad del agua de formación
 
 
Resistividad del agua de formación
 
 
Valores de corte
 
 
Otros
 
 
 
II.5. Aspectos geológicos y geofísicos
II.5.1. Modelo estructural
Explicar la metodología empleada para la configuración estructural y de isopacas del o los mantos de carbón, ya sea se hayan apoyado con información sísmica 2D o 3D, información de pozos, etc. este análisis se acompañará con uno o más mapas en donde se observe claramente la estructura y espesor del o los mantos de carbón de interés.
En el caso de haber empleado información sísmica para realizar los mapas de profundidad y espesor, explicar la metodología de interpretación y la conversión a profundidad. Si hay pozos con relación tiempo-profundidad se mostrará una o varias curvas que muestren la validez de esta información.
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 formación y apoyarse con mapas y secciones geológicas. Es necesario que los mapas correspondan con los principales intervalos productores de gas en donde se muestren con detalle los elementos estructurales de la formación, como cierre estructural echado abajo, contra falla, cresta, polígonos de fallas, etc., además de la ubicación de los pozos perforados en la zona, límite de la formación, 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 las formaciones. 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.
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 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
En el resumen del modelo estratigráfico, describir detalladamente la creación e interpretación del modelo del o de las formaciones. 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 de las vetas de carbón mineral en el área del Contrato o Asignación.
II.6. Aspectos de ingeniería de yacimientos
II.6.1. Propiedades de los fluidos
Describir los estudios realizados para caracterizar la composición del gas asociado a las vetas de carbón así como sus propiedades físico-químicas. Indicar si el gas asociado a las vetas de carbón es biogénico o termogénico. Detallar las características del agua de formación de los mantos de carbón mineral, obtenidas a partir de estudios de laboratorio.
Sustentar el documento mediante el uso de figuras y diagramas representativos.
Resumir las características de los fluidos en las vetas de carbón mineral en una tabla como la que se muestra a continuación:
Características
Veta de carbón 1
Veta de carbón 2
Pozo
 
 
Formación(es)
 
 
Intervalo disparado
 
 
Profundidad del muestreo
 
 
Presión muestreo
 
 
Temperatura muestreo
 
 
Tipo de fluido
 
 
Presión inicial (kg/cm2)
 
 
Presión de saturación (kg/cm2)
 
 
Relaciones de saturación
 
 
Factores volumétricos de gas
 
 
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
Reportar de forma clara el procedimiento empleado para calcular las isotermas de Langmuir de los mantos
de carbón en los que se explotará el gas asociado. Realizar estos estudios para la muestra original y para la muestra libre de ceniza y humedad.
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 del Contrato o Asignación, 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.
Incluir el tema del acuífero en este tema de tal forma que se pueda entender claramente su influencia en la productividad del gas en los mantos de carbón.
II.7. Estudios integrales
II.7.1. Modelo hidrodinámico del manto de carbón
Describir las características del acuífero asociado al carbón, por ejemplo, recarga natural, características hidrodinámicas, condiciones geológicas, etc. Hacer énfasis en el impacto en la productividad en los mantos de carbón.
II.7.2. 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 las formaciones productoras de gas asociado a las vetas de carbón localizadas dentro del área del Contrato o Asignación Comparar estas formaciones de interés con análogos en México y en el mundo. Construir una tabla comparativa entre el o las formaciones 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 la formación en estudio.
Mencionar las tecnologías y estrategias de desarrollo empleadas en los campos análogos en función de sus propiedades geológicas y de formación. Realizar un análisis de estas prácticas internacionales para su posible aplicación el área del Contrato o Asignación.
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. Resumir las alternativas en 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 Gas
(mmpcd)
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.
Todos los puntos considerados en la descripción técnica seleccionada se encuentran explicados de forma más detallada en los siguientes apartados.
 
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 propuesto.
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 explotar de manera eficiente el Gas Natural en vetas de carbón mineral, asegurando la capacidad de manejo, disponibilidad y confiabilidad del sistema de recolección, procesamiento y distribución del mismo en condiciones técnicas de alta eficiencia.
Los Operadores presentarán una tabla de las metas de aprovechamiento del Gas Natural Asociado a las vetas de carbón mineral de manera anual, a lo largo del ciclo productivo de la Asignación o Contrato.
Característica
Meta de aprovechamiento de Gas Natural
Año 1
Año 2
Año 3
Año n
Fórmula o
descripción del
cálculo de la meta
 
 
 
 
 
 
Respecto a la extracción del Hidrocarburo, presentar los documentos que acrediten la solvencia económica y capacidad técnica, administrativa y financiera necesarias para explotar el Hidrocarburo.
El Plan de Desarrollo contendrá:
-      Cálculo de meta de aprovechamiento al extraer el Hidrocarburo, se usará el pronóstico de producción de Gas Natural.
-      Inversiones por año para desarrollar y mantener la continuidad operativa de las instalaciones para conservar, transferir o bien destruir de manera controlada el Gas Natural Asociado al carbón.
-      Descripción técnica de las instalaciones y equipos e identificación de su ubicación y planos correspondientes.
-      La infraestructura existente, conforme a la etapa de desarrollo de los trabajos en la que se encuentra la veta de carbón.
-      Cálculo de la capacidad de manejo de gas por año, conforme a las proyecciones de Gas Natural a producir y en función de las acciones, proyectos e inversiones en infraestructura a desarrollar.
-      Cronograma para el inicio de operación de las instalaciones y los mantenimientos programados por año.
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 a las metas de aprovechamiento aprobado.
-      Circunstancia de riesgo para la operación segura del personal y las instalaciones.
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.
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 gas, para condicionarlo hasta alcanzar los estándares necesarios para su comercialización.
Identificar la disposición del agua en el área del Contrato o Asignación y en caso de detectar un déficit de la misma, presentar un plan para la obtención, almacenamiento y tratamiento para su reincorporación al medio ambiente.
 
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 las vetas de carbón mineral localizadas 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 gas. Presentar los pronósticos de producción para el potencial total o completo de cada campo o veta de carbón mineral dentro del área contratada o asignada. Presentar los pronósticos de producción en las siguientes categorías:
 
-      Por pozo o grupo de pozos, por veta de carbón mineral, por campo, y por toda el área asignada o contratada. Presentar una tabla con el pronóstico de producción de gas (mmpcd) como se muestra a continuación:
Campo
Formación
Pozo o
grupo de
pozos
Año 1
Año 2
Año 3
...
Año n
Total
Campo 1
Formación 1
Pozo 1
 
 
 
 
 
 
Pozo 2
 
 
 
 
 
 
Formación 2
Pozo 3
 
 
 
 
 
 
Pozo 4
 
 
 
 
 
 
Campo 2
Formación 3
Pozo 5
 
 
 
 
 
 
Pozo 6
 
 
 
 
 
 
Formación 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 gas (mmpcd) como se muestra a continuación:
Formación
Recuperación
Año 1
Año 2
Año 3
...
Año n
Total
Formación 1
Primaria
 
 
 
 
 
 
Secundaria
 
 
 
 
 
 
Mejorada
 
 
 
 
 
 
Formación 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 gas (mmpcd) para toda la vida de las formaciones 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 veta de carbón mineral.
-      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 de 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 la extracción de Gas Natural, considerando cada veta de carbón mineral, 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
Gas natural
mmmpc
Gas
%
Gas
mmmpc
 
 
Campo
Volumen original
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Gas natural
mmmpc
Gas %
Gas mmmpc
 
 
Veta de
carbón
mineral
Volumen original
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Gas natural
mmmpc
Gas %
Gas mmmpc
 
 
III.2.10. Relación con actividad minera
Explicar la relación del Plan de Desarrollo propuesto con la actividad minera en las mismas vetas de carbón mineral.
III.3. Indicadores clave de desempeño en los Planes de Desarrollo para la Extracción de Gas Natural contenido en las vetas de carbón mineral.

 
Característica
Tasa de éxito de perforación en la
delimitación
Tasa de éxito de perforación para
los pozos de desarrollo
Metas o parámetros
de medición
Porcentaje de pozos delimitadores
exitosos con respecto al número total de
pozos delimitadores perforados. El éxito
se considera cuando el pozo permite la
delimitación de una yacimiento
Porcentaje de pozos de desarrollo
exitoso con respecto al número total
de pozos de desarrollo perforados. El
éxito se considera cuando el pozo
contribuye a la producción del
yacimiento
 
 


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 gas
Se presentará el volumen original de gas en el manto, explicando a detalle la metodología empleada para estimar el volumen original de gas. Esta estimación será consistente con lo reportado en los aspectos de geociencias y en apego a lo indicado en los lineamientos correspondientes en la materia.
Presentar los resultados de la estimación del volumen original de gas en las siguientes agrupaciones:
-      Por formación o veta de carbón en toda el área del Contrato o Asignación.
-      En toda el área del Contrato o Asignación.
Asignación
o Contrato
Volumen original
Volumen acumulado
Volumen remanente
CERTIFICADAS
Categoría de
reservas
ACTUAL
Categoría de
reservas
 
Gas natural
mmmpc
Gas natural mmmpc
Gas natural mmmpc
1P, 2P, 3P
1P, 2P, 3P
 
 
Campo
Volumen original
Volumen acumulado
Volumen remanente
CERTIFICADAS
Categoría de
reservas
ACTUAL
Categoría de
reservas
 
Gas natural
mmmpc
Gas natural mmmpc
Gas natural mmmpc
1P, 2P, 3P
1P, 2P, 3P
 
 
Yacimiento
Volumen original
Volumen acumulado
Volumen remanente
CERTIFICADAS
Categoría de
reservas
ACTUAL
Categoría de
reservas
 
Gas natural
mmmpc
Gas natural mmmpc
Gas natural mmmpc
1P, 2P, 3P
1P, 2P, 3P
 
 
IV.2. Volumen Original de agua
Se presentará el volumen original de agua, la metodología de cálculo, y de aplicar, los escenarios de simulación del volumen y la certidumbre asociada a éstos.
IV.3. 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 gas y petróleo crudo equivalente (PCE), a nivel de asignación/contrato, campo, veta de carbón mineral, pozo o grupo de pozos. Presentar las siguientes tablas:
Contrato o
Asignación
Campo
Veta de
carbón
mineral
Pozo o
Grupo de
pozos
Último año de
certificación
Categoría
Reservas remanentes al
límite económico
Gas mmmpc
PCE
mmb
 
 
 
 
1 de enero de
...
1P
 
 
 
 
 
 
 
2P
 
 
 
 
 
 
 
3P
 
 
 
Contrato o
Asignación
Campo
Veta de
carbón
mineral
Pozo o
Grupo de
pozos
Último año de
certificación
Categoría
Reservas remanentes a la vigencia
del contrato o asignación
Gas mmmpc
PCE mmb
 
 
 
 
1 de enero de
...
1P
 
 
 
 
 
 
 
2P
 
 
 
 
 
 
 
3P
 
 
IV.4. Pronóstico de producción
 
Presentar los factores de recuperación asociados a las categorías de reservas 1P, 2P y 3P para 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:
Contrato o
Asignación
Volumen
original
Categoría de
reservas
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Gas natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
Gas %
Gas mmmpc
 
 
Campo
Volumen
original
Categoría de
reservas
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Gas natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
Gas %
Gas mmmpc
 
 
Veta de
carbón
mineral
Volumen
original
Categoría de
reservas
Factor de
recuperación
Producción
acumulada
Gas natural
mmmpc
1P, 2P, 3P
Gas %
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.
Presentar la metodología empleada para estimar la proyección de precios del gas en función de su poder calorífico. En caso de que el gas tenga contaminantes, se explicará la metodología para aplicar la penalización de su precio. Además, incluir la proyección del precio de referencia utilizado y el ajuste necesario. Presentar esta información con el siguiente formato:
Escenario:
 
 
 
 
Precio (usd/b)
Año 1
Año 2
...
Año n
Precio de referencia
(usd/b)
 
 
 
 
Ajuste por calidad
 
 
 
 
Ajuste por transporte
 
 
 
 
Precio de venta del
gas ajustado
 
 
 
 
 
En el caso de los condensados incluir el precio de referencia utilizado, así como los ajustes por calidad y por costo de transporte. Presentar la información en una tabla con el siguiente formato:
Escenario:
 
 
 
 
Precio (usd/b)
Año 1
Año 2
...
Año n
Precio de referencia
(usd/b)
 
 
 
 
Ajuste por calidad
 
 
 
 
Ajuste por transporte
 
 
 
 
Precio de venta de los
condensados ajustado
 
 
 
 
Las proyecciones de precios de los hidrocarburos, pueden ir acompañadas de gráficos de apoyo en donde se muestren claramente las proyecciones y los valores de referencia.
 
En este apartado incluir también las estimaciones que se hayan realizado para el tipo de cambio y los supuestos que se hayan considerado sobre la inflación, con las explicaciones de las metodologías. Presentar esta información con el formato que se muestra a continuación:
Escenario:
 
 
 
 
Variable
Año 1
Año 2
...
Año n
Tipo de cambio
(pesos/usd)
 
 
 
 
Pronóstico de inflación
(%)
 
 
 
 
 
Incluir las hojas de cálculo para las estimaciones de la estructura de precios en dólares americanos.
V.2. Estimación de costos de pozos e infraestructura principal
Presentar de manera desglosada los factores y actividades involucradas al estimar los costos de los pozos, ductos e instalaciones previstas para el desarrollo del campo, así como al realizar mejoras en el área del Contrato o Asignación; esto incluye aspectos como perforación, terminación y abandono, entre otros.
Presentar el costo estimado unitario para la infraestructura principal, o en su caso, su valor de arredramiento al menos para los siguientes conceptos. Esta información se entregará con el siguiente formato:
Infraestructura
Costo
estimado
(mmUSD)
Actividad
1
Actividad
2
Actividad
n
Comparación en
el mercado
internacional
(mmUSD)
Observaciones
sobre la
comparación
internacional
Pozos exploratorios
 
 
 
 
 
 
Pozos delimitadores
 
 
 
 
 
 
Pozos de desarrollo
 
 
 
 
 
 
Plataformas /Equipos de
perforación
 
 
 
 
 
 
Instalaciones principales
 
 
 
 
 
 
Ductos
 
 
 
 
 
 
 
Las actividades solicitadas en esta tabla se refieren a aquellas principales que justifican el costo.
Además, sustentar los costos obtenidos mediante comparativos a nivel nacional e internacional. Presentar un análisis de costos por cada pozo tipo e infraestructura considerados.
Presentar el desglose de los costos operativos de acuerdo a la siguiente tabla:
Monto (mmusd)
Año 1
Año 2
...
Año n
Mano de Obra
 
 
 
 
Materiales
 
 
 
 
Servicios Corporativos
 
 
 
 
Servicios Generales
 
 
 
 
Administración del
corporativo
 
 
 
 
Compras
 
 
 
 
Compras de gas
 
 
 
 
Reserva Laboral
 
 
 
 
Jubilados
 
 
 
 
 
Así también, presentar los costos de inversión de acuerdo a los lineamientos emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público acorde a las categorías incluidas en el anexo de inversiones.
V.3. Evaluación económica del Plan de Desarrollo
Presentar detalladamente la metodología empleada para analizar la evaluación económica del Plan de
Desarrollo propuesto. La evaluación económica se presentará de forma anualizada durante el periodo de vigencia del Contrato o Asignación.
El contratista deberá presentar la siguiente información sobre la producción de las alternativas analizadas y para el caso de la alternativa seleccionada, el contratista presentará un escenario bajo, medio y alto; así como los supuestos que utilizó para integrarlo.
Escenario:
 
 
 
 
Variable
Año 1
Año 2
...
Año n
Producción de gas asociado (mmpc)
 
 
 
 
Producción de gas no asociado (mmpc)
 
 
 
 
Producción de condensado (mbpce)
 
 
 
 
 
Presentar la información de costos, inversiones e ingresos utilizados para el cálculo del régimen fiscal con el siguiente formato:
Escenario:
 
 
 
 
Variable
Año 1
Año 2
...
Año n
Costo operativo
 
 
 
 
Costos Fijos
 
 
 
 
Costos Variables
 
 
 
 
Costos de Transporte
 
 
 
 
Inversiones
 
 
 
 
Inversión en exploración
 
 
 
 
Perforación
 
 
 
 
Otros
 
 
 
 
Inversión en desarrollo
 
 
 
 
Perforación
 
 
 
 
Infraestructura
 
 
 
 
Otros
 
 
 
 
Inversión en recuperación mejorada
 
 
 
 
Inversión en infraestructura de almacenamiento y
transporte
 
 
 
 
Ingresos totales
 
 
 
 
Ingresos por la venta de gas natural asociado
 
 
 
 
Ingresos por la venta de gas natural no asociado
 
 
 
 
Ingresos por la venta de condensados
 
 
 
 
 
Presentar la estimación de los flujos de la depreciación y de las deducciones utilizadas para el cálculo de los derechos y para la estimación de la recuperación de costos en caso de que ésta sea aplicable. Resumir la información con el siguiente formato:
Escenario:
 
 
 
 
Variable
Año 1
Año 2
...
Año n
Depreciación de la inversión en exploración y recuperación
mejorada (1 año)
 
 
 
 
Depreciación de la inversión en desarrollo (4 años)
 
 
 
 
Depreciación de la inversión en infraestructura de
almacenamiento y transporte (10 años)
 
 
 
 
Costos recuperables
 
 
 
 
Costos recuperados (cost oil)
 
 
 
 
Costos no recuperados acarreados al siguiente periodo
 
 
 
 
Incluir la evaluación del régimen fiscal para las alternativas presentadas, así como las variables utilizadas en el cálculo; en caso de que algún rubro no aplique presentarlo en ceros. Resumir esta información con el
siguiente formato:
Escenario:
 
 
 
 
Variable
Año 1
Año 2
...
Año n
Bono a la firma
 
 
 
 
Cuota exploración
 
 
 
 
Regalías
 
 
 
 
Gas natural no asociado
 
 
 
 
Gas natural asociado
 
 
 
 
Condensados
 
 
 
 
Contraprestación (utilidad compartida)
 
 
 
 
Impuesto por actividad de exploración y explotación
 
 
 
 
Ingreso gravable por el ISR
 
 
 
 
Servidumbre producción
 
 
 
 
Servidumbre instalaciones
 
 
 
 
 
Presentar con el formato que se muestra a continuación las utilidades y los flujos esperados del proyecto:
Escenario:
 
 
 
 
Variable
Año 1
Año 2
...
Año n
Utilidad operativa contractual
 
 
 
 
Utilidad operativa contractual a favor del contratista
 
 
 
 
Flujo de efectivo antes de impuestos
 
 
 
 
Flujo de efectivo después de impuestos
 
 
 
 
 
Presentar y explicar los indicadores económicos empleados para realizar la evaluación económica para cada una de las alternativas evaluadas y para los tres escenarios de la alternativa elegida. Los indicadores obtenidos se resumirán en una tabla como la siguiente:
Indicadores económicos
Unidades
Antes de
impuestos
Después de impuestos
Contratista/Asignatario
Estado
VPN
MM$
 
 
 
VPI
MM$
 
 
 
VPN/VPI
$/$
 
 
 
RBC
$/$
 
 
 
TIR
%
 
 
 
 
El contratista presentará los análisis de sensibilidad para cada una de las alternativas como para los escenarios de la alternativa seleccionada con respecto a las siguientes variables:
-      Precios de hidrocarburos
-      Producción de hidrocarburos
-      Costos operativos
-      Inversión
VI. Aspectos de seguridad industrial y protección ambiental
Presentar la información de este apartado de acuerdo a los lineamientos de las autoridades correspondientes.
Identificar peligros y riesgos de la 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 Desarrollo para la Extracción de Gas Natural Contenido en la veta de carbón mineral. Contar con planes de contingencia en caso de siniestro asociado al Plan de Extracción de Hidrocarburos, tomar en cuenta los aspectos de restauración y remediación presentados en el Manifiesto de Impacto Ambiental y de los estudios de riesgo ambiental. Contar también 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.
Describir la filosofía de operación de las instalaciones, incluyendo la manera en la que opera las instalaciones, explicar el flujo del proceso en el que operan y mencionar los límites funcionales. En caso de un incidente, explicar detalladamente la manera de reestablecerlos a la normalidad, de tal forma que siempre se encuentren en los parámetros normales para su óptima función y evitar riesgos en operación.
VII. Administración de riesgos
VII.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 Desarrollo propuesto. Definir las categorías de los riesgos identificados, enlistarlos y definirlos. Ejemplos de diferentes tipos de riesgo se presentan a continuación:
-      Riegos 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, abandono y todo lo relacionado con la extracción, transporte, almacenamiento y comercialización de los hidrocarburos. Además de posibles riesgos en la disponibilidad de insumos, materiales o equipos.
-      Riegos 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 Desarrollo en tiempo y forma.
-      Riesgos operativos, son los asociados principalmente a las actividades de perforación consideradas como parte del Plan de Desarrollo, por ejemplo, presencia de gases peligrosos, problemas geomecánicos, accidentes mecánicos, altas temperaturas.
-      Riesgos económicos y financieros, serán identificados durante la evaluación económica del Plan de Desarrollo.
-      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 contratada o asignada, referentes tanto al medio ambiente como a los habitantes que pueden representar un imprevisto de no ser ponderado el riesgo.
VII.2. Evaluación de los riesgos
Presentar los resultados de la evaluación de cada uno de los riegos identificados, incluyendo los mecanismos de detección, la probabilidad de ocurrencia y el impacto potencial.
VII.3. Jerarquización de riesgos
Explicar la metodología empleada para jerarquizar los riegos identificados y evaluados. Mostrar los riegos 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.
VII.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 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.
VIII. Contenido nacional
Presentar el programa de cumplimiento de las metas de contenido nacional, incluyendo los principales supuestos y los posibles riesgos.
Detallar de manera anual la evolución del porcentaje de contenido nacional desde el inicio del Plan de Desarrollo hasta el fin del contrato, señalando las principales adquisiciones y contrataciones necesarias para el cumplimiento de las metas.
Variable
Año 1
Año 2
...
Año n
Adquisición 1
 
 
 
 
Adquisición 2
 
 
 
 
...
 
 
 
 
Adquisición n
 
 
 
 
 
Incluir una estimación de los principales componentes del contenido nacional de acuerdo a la metodología establecida por la Secretaría de Economía:
Variable (pesos)
Año 1
Año 2
...
Año n
Gasto total
 
 
 
 
Bienes
 
 
 
 
Mano de obra
 
 
 
 
Servicios
 
 
 
 
Servicios de capacitación
 
 
 
 
Inversión en infraestructura
física local y regional
 
 
 
 
Transferencia de tecnología
 
 
 
 
Contenido nacional
 
 
 
 
Bienes
 
 
 
 
Mano de obra
 
 
 
 
Servicios
 
 
 
 
Servicios de capacitación
 
 
 
 
Porcentaje de contenido nacional
 
 
 
 
 
Además de presentar un programa de transferencia de tecnología de alto impacto o estratégica, incluyendo los plazos y las etapas aplicables.
ANEXO V
 
Guía para los Planes de Exploración y para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas
La presente Guía tiene por objetivo establecer el contenido de información de los Planes de Exploración y para los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas que deberán presentar los Operadores Petroleros que, conforme al Artículo 27 de la Ley de Hidrocarburos, lleven a cabo actividades de Exploración o desarrollo de los hidrocarburos en hidratos de gas, de tal manera que la Comisión esté en capacidad de contar con los elementos suficientes y necesarios para evaluar los aspectos técnicos, operativos y económicos, entre otros, para aprobar dichos planes y, en su caso, sus modificaciones.
La estructura de esta Guía cubre los aspectos relevantes de base para documentar los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas.
Guía de los Planes de Exploración de Hidrocarburos en Hidratos de Gas
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 editable en su versión más reciente.
-      Figuras e imágenes dentro del documento en formatos .png, .tiff o .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 o .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.     Información General:
I.1.     Identificación del área.
I.2.     Ubicación geográfica.
I.3.     Reseña de antecedentes exploratorios.
 
I.4.     Inventario de información exploratoria inicial.- incluir 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 Electromagnéticos y sísmicos.
-      Resumen de resultados;
-      Autores,
-      Información complementaria que el Operador Petrolero considere.
I.5.     Estimación preliminar de recursos prospectivos
II.    Plan de Exploración:
II.1.    Objetivos.
II.2.    Alcances.
II.3.    Estrategia exploratoria
II.4.    Programa de actividades.
II.4.1.    Programa de adquisición y/o procesamiento de información geofísica:
II.4.2.    Programa de estudios exploratorios.- Listar y describir los estudios exploratorios, según corresponda, enfocados al contexto regional, con la siguiente información.
II.5.    Incorporación de Recursos contingentes
II.5.1.    Escenarios de incorporación de recursos de Gas.
II.5.2.    Perfiles de producción de gas.
II.5.3.    Perfiles de extracción de agua.
II.6.    Programa de inversiones
II.6.1.    Adquisición y procesamiento de información geofísica;
II.6.2.    Estudios exploratorios;
II.6.3.    Perforación de pozos exploratorios.
II.7.    Evaluación económica
II.8.    Programa de administración de riesgos.
III.    Indicadores clave de desempeño para el Plan de Exploración.
III.1.    Programa mínimo de trabajo.
Actividades realizadas vs actividades programadas.
III.2.    Avance en la perforación de pozos.
Pozos perforados vs pozos programados.
III.3.    Estudios exploratorios:
Estudios realizados vs estudios programados.
III.4.    Adquisición o procesamiento de información geofísica.
Estudios geofísicos realizados vs estudios geofísicos programados.
III.5.    Volumen de recursos prospectivos de Hidrocarburos en Hidratos de Gas.
III.6.    Volumen de recursos contingentes.
III.7.    Contenido nacional: % de contenido nacional por año.
Guía de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas
 
1.    Presentación de la información
El Operador Petrolero deberá entregar a la Comisión el Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas y la información asociada en formato digital atendiendo a la siguiente secuencia y contenidos:
Carpeta 1. Plan de Desarrollo para la Extracción
Esta carpeta deberá contener:
a)    Plan de Desarrollo para la Extracción en archivo digital editable en formatos Office en su versión más reciente.
-      Figuras e imágenes dentro del documento en formatos .png, .tiff o .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.
-      Diagramas de Gantt en formato como imagen .png, .tiff o .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.    Diagramas de Gantt 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:
d.    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 en Hidratos de Gas
I.     Resumen Ejecutivo.
I.1.     Datos generales de la asignación petrolera o contrato
I.2.     Ubicación geográfica
I.3.     Objetivo del plan de Desarrollo para la Extracción
I.4.     Descripción de los campos y yacimientos
I.5.     Descripción de la alternativa de desarrollo propuesta
I.5.1.     Principales riesgos
I.5.2.     Permisos ambientales
II.     Antecedentes del área asignada o contratada
II.1.    Estudios integrales
II.1.1.    Análisis de la zona de estabilidad de Hidratos de Gas
II.1.2.    Origen del gas, rutas de migración y acumulaciones de Hidratos de Gas
II.1.3.    Análisis de riesgos someros para la perforación y desarrollo
 
III.    Descripción del plan de desarrollo para la extracción
III.1.    Alternativas analizadas para la selección del plan de desarrollo
III.2.    Descripción técnica de la alternativa seleccionada para el plan de desarrollo
III.2.1.    Actividades de desarrollo y metas físicas
III.2.2.    Pozos
III.2.3.    Toma de información y estudios
III.2.4.    Infraestructura
III.2.4.1.   Medición de hidrocarburos
III.2.4.2.   Aprovechamiento de Gas
III.2.4.3.   Manejo y comercialización del gas
III.2.4.4.   Manejo y disposición de fluidos
III.2.4.5.   Mantenimiento y abandono
III.2.5.    Subcontrataciones
III.2.6.    Inversión y gastos de operación, mantenimiento y reparación
III.2.7.    Pronóstico de producción
III.2.8.    Factores de recuperación
III.3.    Indicadores clave de desempeño en los Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos en Hidratos de Gas
IV.   Reservas de hidrocarburos
IV.1.   Volumen original de hidrocarburos
IV.2.   Reservas de hidrocarburos
IV.3.   Pronóstico de producción
IV.4.   Factores de recuperación
V.    Evaluación económica
V.1.    Estimación de costos de pozos e infraestructura principal
V.2.    Evaluación económica del plan de desarrollo
VI.   Aspectos de seguridad industrial y protección ambiental
VII.   Administración de riesgos
VII.1.   Identificación de riesgos
VII.2.   Evaluación de los riesgos
VII.3.   Jerarquización de riesgos
VII.4.   Mitigación de riesgos
VIII.  Contenido nacional
 
ANEXO VI
Guía para los Planes provisionales
La presente Guía tiene por objetivo establecer el contenido de información en los Planes provisionales 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 provisionales.
La estructura de esta Guía cubre los aspectos relevantes para documentar los Planes provisionales.
Guía de los Planes provisionales
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 o .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 o .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.
El nombre de cada archivo deberá tener como máximo 50 caracteres y evocar el contenido del mismo.
2.    Contenido del Plan provisional
I.     Información general
Indicar la información que se tiene del área de Contrato o Asignación, que será la base del Plan provisional que se presentará a la Comisión para su evaluación. Los datos crudos del área se podrán obtener de la Comisión, para que la empresa Operadora los analice.
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 del Contrato
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 ubicación del área del Contrato o Asignación. Presentar un mapa de referencia en donde se muestre:
-      El polígono que limita el área contractual o de asignación.
-      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.
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 provisional
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, hasta la vigencia del plan provisional.
-      Factor de recuperación por tipo de hidrocarburo para cada yacimiento, campo y para toda el área del Contrato o Asignación hasta la vigencia del plan provisional.
-      Total de actividades físicas consideradas como perforación, tecnologías, métodos de recuperación secundaria y mejorada, instalaciones superficiales, etc., consideradas en el plan provisional.
-      Inversiones y gastos de operación asociados al plan provisional.
 
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. Apoyar las explicaciones con mapas, diagramas y figuras representativas.
Presentar una tabla con la información de cada yacimiento dentro del área contratada 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. Infraestructura
Detallar los ductos e instalaciones que se encuentran en el área asignada o contratada y su estado de conservación, mencionar si 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.
I.6. Antecedentes de exploración y desarrollo
I.6.1. Exploración
Describir las actividades y estudios realizados en la fase exploratoria del área contractual o de asignación, y que sirvieron como base para plantear el plan provisional.
I.6.2. Evaluación
Presentar los antecedentes asociados a las actividades de evaluación dentro del área contractual o de asignación y que han servido como base para proponer el plan provisional. Estos antecedentes pueden incluir los proyectos piloto aplicados.
I.6.3. 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.
II. Descripción del Plan provisional
II.1. Actividades de desarrollo y metas físicas
Explicar las actividades consideradas en el Plan provisional. Presentar una tabla como la que se muestra a continuación en función de las actividades:
Actividad, sub-actividad o
tarea
Año 1
Año 2
...
Año n
Total
 
 
 
 
 
 
 
II.2. Pozos
Describir los pozos tipo considerados en el plan provisional 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 las 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 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.
II.3. Toma de información y estudios
Describir a detalle los estudios y toma de información considerados en el plan provisional. La información a obtener incluye registros de pozos, toma de núcleos, 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.
Se recomienda presentar un calendario de actividades.
II.4. Infraestructura
Describir de manera general la infraestructura que va a ser construida y empleada como parte del plan provisional, por ejemplo, ductos e instalaciones, entre otras. Presentar la siguiente tabla:
Tipo de Infraestructura
Descripción
Uso
individual o
compartido
Inicio de
operación
 
 
 
 
 
Presentar la infraestructura alternativa, es aquella necesaria para el desarrollo del proyecto pero que no tiene un vínculo directo con 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 una tabla con las siguientes características:
Infraestructura
alternativa
Justificación
A desarrollar o
complemento
Fecha de entrega
 
 
 
 
 
II.4.1. Medición de hidrocarburos
Establecer de manera clara los procedimientos para la Medición de los Hidrocarburos asociados al plan provisional.
Agregar los isométricos de las instalaciones de producción, recolección y almacenamiento y de la infraestructura en general, 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
(%)
(Si 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
 
 
 
 
...
 
 
 
 
 
II.4.2. Aprovechamiento de gas
Presentar la meta general de aprovechamiento de gas natural asociado y describir el Programa de Aprovechamiento del Gas Natural Asociado para la Extracción con la siguiente información:
-      Objetivos y premisas del programa de aprovechamiento de gas natural asociado.
-      Meta de aprovechamiento.
-      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.
-      Descripción de las instalaciones, equipos e identificación de su ubicación y planos correspondientes.
-      Cálculo de la capacidad de manejo del Gas Natural por trimestre.
-      Máxima relación Gas-Aceite a la cual los pozos pueden operar.
-      Programa 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.
Presentar el Aprovechamiento de Gas Natural que se tiene en las instalaciones de la Asignación o Contrato.
Característica
Aprovechamiento de Gas Natural
Mes 1
Mes 2
Mes 3 ...
Mes 12
Fórmula o
descripción del
cálculo de la meta
 
 
 
 
 
 
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.
El operador podrá aprovechar el Gas Natural Asociado a la extracción de hidrocarburos en los siguientes casos:
-      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, teniendo en cuenta el programa de aprovechamiento aprobado.
-      Cuando exista una 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.
II.4.3. Manejo y comercialización del gas
Indicar la capacidad de procesamiento y distribución de la infraestructura que se tiene en el área contractual o de asignación, para el manejo del Gas en la superficie. Agregar los isométricos de las instalaciones de procesamiento del gas como separadores, compresores, entre otras. Incluir la infraestructura necesaria para desplazar los hidrocarburos desde los centros de proceso hasta los puntos de distribución del gas identificados. Tomar en cuenta las especificaciones de los estándares para la comercialización del gas.
 
II.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 los isométricos de las instalaciones e identificar los puntos de distribución y procesamiento en los que se descargará el aceite para acondicionarlo hasta alcanzar los estándares necesarios para su comercialización.
II.4.5. Mantenimiento y abandono
Presentar de manera mensual los planes de mantenimiento de ductos e instalaciones, incluir los estándares de seguridad requeridos.
Explicar la logística del abandono de las instalaciones en forma consistente con el Plan provisional, justificando las causas del abandono y explicar, de ser el caso, si son susceptibles a una reparación.
II.5. Recuperación secundaria y mejorada
Describir ampliamente la tecnología a implementar para la recuperación secundaria o mejorada, explicar 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.
II.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 que incluya un Plan con la información 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
 
 
II.7. Inversión y gastos de operación, mantenimiento y reparación
Indicar las inversiones y gastos de operación correspondientes a las actividades, sub-actividades y tareas de acuerdo a los lineamientos de hacienda. Presentar la metodología utilizada para calcular los costos.
Realizar una tabla mensual 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
Mes 1
Mes 2
Mes 3
Mes 4
Mes 5
...
Mes n
Total
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Las inversiones y los gastos de operación y mantenimiento se presentarán en consistencia con las actividades presentadas en el Plan provisional. 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 provisional.
Presentar por separado la inversión y gastos de operación asociados a la recuperación secundaria y mejorada.
Recuperación
secundaria o
mejorada
Mes 1
Mes 2
Mes 3
Mes 4
Mes 5
...
Mes n
Total
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
II.8. Pronóstico de producción
Describir detalladamente la forma de calcular los pronósticos de producción asociados al Plan provisional para aceite, gas y condensado. Presentar los pronósticos de producción del periodo de aplicación del Plan provisional incluyendo las prórrogas, en las siguientes categorías:
-      Por pozo o grupo de pozos, por yacimiento, por campo, y por toda el área asignada o contratada. 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
Mes 1
Mes 2
Mes 3
...
Mes 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
Mes 1
Mes 2
Mes 3
...
Mes n
Total
Yacimiento 1
Primaria
 
 
 
 
 
 
Secundaria
 
 
 
 
 
 
Mejorada