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DOF: 12/04/2019
LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

LINEAMIENTOS que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos. (Continúa en la Quinta Sección).

(Viene de la Tercera Sección)
Apartado B.
Elaboración y presentación de los Planes de Desarrollo para la Extracción relativos a
Yacimientos No Convencionales y procesos relacionados con los mismos
OBJETO.
Este apartado tiene por objeto establecer los elementos esenciales que debe contener el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales. Los Operadores Petroleros deben presentar cada una de las secciones que se señalan en el presente apartado indicando, si es el caso, el motivo por el cual no cuentan con la información que cumplimiento a lo solicitado en alguna sección en particular y las acciones que serán tomadas como parte del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales con el fin de obtener la información faltante.
FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.
La información a que refiere este apartado que presenten los Operadores Petroleros a la Comisión deberá ser entregada en formato digital, de conformidad con el formato correspondiente. Toda la información gráfica que presente el Operador Petrolero deberá contar con una resolución que permita apreciar lo que se busca describir, de manera técnicamente aceptable e incluir escalas y referencias geográficas. Las imágenes y la información geográfica deberán ser entregadas en los formatos y de acuerdo con el sistema de referencia que señala el CNIH, atendiendo a la secuencia y contenidos que se describen a continuación:
Carpeta 1 - Documento integral. Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales o su modificación según corresponda, en archivo de texto digital editable y en formato.pdf. Deberá incluir los puntos 1 a 8 del apartado siguiente.
Carpeta 2 - Archivos de origen. Las figuras, mapas, gráficas, cronogramas, tablas y todo tipo de imágenes en formatos.png, .tiff, y .jpg que son parte del documento integral y deben ser completamente legibles, con resolución de, al menos, 300 dpi. Todos los mapas deben tener escala, coordenadas (latitud y longitud), orientación y leyenda. Todas las secciones sísmicas deberán estar ubicadas o localizadas en un mapa.
Carpeta 3 - Información geográfica. Toda la información georreferenciada deberá ser entregada en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0 o más reciente.
Carpeta 4 - Programa de Inversiones, Presupuesto y evaluación económica, según corresponda. La información contenida dentro de esta carpeta deberá presentarse en hojas de cálculo (.xls), deberán mostrar, cuando sea posible, las fórmulas para obtener los datos reportados en los casos que sea procedente realizarlo y corresponderán al Programa de Inversiones, Presupuesto y a la evaluación económica, de acuerdo con el trámite que se ingrese y en consistencia con la tabla de trámites e información.
Asimismo, se deberá adjuntar el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.
I. PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES.
El Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales deberá presentarse en el formato AP y deberá incluir los siguientes aspectos en el orden señalado:
1. Resumen ejecutivo;
2. Descripción de los Campos y Yacimientos No Convencionales dentro del Área de Asignación o Contractual;
 
3. Descripción de alternativas analizadas, y
4. Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales
A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:
1. RESUMEN EJECUTIVO
1.1 Objetivo
I.1.1. Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas;
I.1.2. Factores de recuperación por Yacimiento No Convencional de aceite y gas, en su caso, o de gas.
I.2. Alcance
I.2.1. Actividades a realizar;
I.2.2. Inversiones. Indicar el monto total de la inversión en dólares de los Estados Unidos de América;
I.2.3. Gastos de operación Indicar el monto total de los gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América;
I.2.4. Propuesta de duración del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales;
I.2.5. Principales tecnologías.
1.3. Ubicación geográfica
Explicar las características de la ubicación del Área de Asignación o Contractual y presentar uno o varios mapas de referencia en donde se muestren:
1.3.1. El polígono que limita el Área de Asignación o Contractual;
1.3.2. Explicar las características de la ubicación del Área de Asignación o Contractual y presentar uno o varios mapas de referencia en donde se muestren: las instalaciones superficiales (Pozos, ductos, líneas de descarga, baterías, separadores, etc.), rasgos topográficos, vías de acceso, cuerpos de agua (si los hay), Zonas de Salvaguarda, poblaciones, división estatal y municipal o algún otro elemento geográfico que se considere importante, y
2. DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS Y YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES DENTRO DEL ÁREA DE ASIGNACIÓN O CONTRACTUAL
2.1. Interpretación sísmica
a)    Describir la información sísmica disponible indicando la calidad de la misma, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa:
i.      Sísmica 2D;
ii.     Sísmica 3D;
iii.    CheckShots;
iv.    VSP's, y
v.     Magnetometría y gravimetría.
b)    Incluir mapas en profundidad o en tiempo y secciones estructurales mostrando la sísmica como fondo, en donde se observen los Pozos representativos perforados en el Área de Asignación o Contractual y, en su caso, las localizaciones consideradas en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales del escenario ganador.
2.2. Geología
a)     Describir los siguientes aspectos:
i.      La geología regional en la que se encuentra el Área de Asignación o Contractual;
ii.     Los antecedentes geológico-petroleros de la cuenca;
 
iii.    La columna geológica del área;
iv.    El modelo sedimentológico y su distribución, y
v.     La identificación de los intervalos que son considerados Yacimientos No Convencionales, y
b)    Describir los criterios tomados para la distribución de propiedades de cada Yacimiento No Convencional. Asimismo, presentar mapas de distribución de propiedades que tengan un interés técnico o económico.
En caso de que los mapas de distribución de propiedades no sean representativos, describir la metodología utilizada para determinar las mejores zonas del o los Yacimientos No Convencionales.
2.2.1. Descripción petrofísica
a)    Describir los criterios para la obtención de la porosidad, así como los valores obtenidos. En caso de contar con datos de porosidad provenientes de diferentes métodos, presentar la comparación de dichos valores;
b)    Describir la metodología de cálculo de la permeabilidad, así como los resultados obtenidos.
       Comparar los resultados obtenidos de análisis de laboratorio realizados a muestras de roca y de fluidos con los resultados obtenidos a través de registros geofísicos;
c)     Describir los criterios para la distribución de las propiedades petrofísicas, y
d)    La identificación de los intervalos que son considerados Yacimientos No Convencionales.
2.3. Fluidos
a)    Presentar un listado de muestras de fluidos obtenidos, señalando la más representativa de cada Yacimiento No Convencional, así como los estudios con los que cuentan el o los Yacimientos No Convencionales del Área de Asignación o Contractual, y
b)    Presentar los resultados de los estudios realizados a las muestras de aceite, gas y agua en los Yacimientos No Convencionales del Área de Asignación o Contractual.
2.4. Información técnica de los Yacimientos No Convencionales
Presentar una tabla con la información de cada Yacimiento No Convencional dentro del Área de Asignación o Contractual que contenga al menos lo señalado en la Tabla IV.10. Información Técnica No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
2.5. Descripción de la infraestructura actual
Describir Pozos e instalaciones actuales, incluyendo, ductos (longitud, diámetro, origen y destino) e instalaciones (capacidad de separadores y compresores, bombeo y transporte) para el manejo de los fluidos dentro del Área de Asignación o Contractual y, de ser el caso, aquella que se encuentre por fuera de esta y que será utilizada por el Operador Petrolero. Si el Área de Asignación o Contractual cuenta con Campos en producción a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, describir el proceso actual para el manejo del agua y demás componentes del fluido a utilizar para el fracturamiento hidráulico, así como el proceso para el manejo en superficie de los hidrocarburos y del agua producidos.
2.5.1. Pozos perforados
Presentar la información de los Pozos perforados a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, de conformidad con lo solicitado en las Tablas IV.11. Inventario Pozos No Convencionales y IV.12. Inventario Sistemas Artificiales Producción No Convencionales, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.
2.5.2. Ductos
Presentar la información de los ductos que actualmente operan en el Área de Asignación o Contractual en
la Tabla IV.13. Inventario Ductos No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
2.5.3. Infraestructura
Presentar la información de la infraestructura que actualmente opera en el Área de Asignación o Contractual a través de las Tablas IV.14. Inventario Plataformas No Convencionales; IV.15. Inventario Baterías Separación No Convencionales; IV.16. Inventario Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas No Convencionales; IV.17. Inventario Complejo procesador y terminal de distribución No Convencionales y IV.18. Inventario Otra Infraestructura No Convencionales, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.
3. DESCRIPCIÓN DE ALTERNATIVAS ANALIZADAS
Describir las alternativas analizadas incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, la estrategia de desarrollo, el perfil de producción, los retos tecnológicos, las inversiones y la rentabilidad, para cada alternativa. Además, describir las metodologías empleadas para la identificación de las alternativas y para la selección de una de ellas.
Describir la alternativa de desarrollo seleccionada con respecto a los Yacimientos No Convencionales del Área de Asignación o Contractual y justificar, con base en dicha selección, la maximización del Factor de Recuperación en condiciones económicamente viables.
Para cada alternativa completar, al menos, la información solicitada en la Tabla IV.19. Alternativas Desarrollo No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
4. PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES
Describir la alternativa de desarrollo seleccionada con respecto a los Yacimientos No Convencionales del Área de Asignación o Contractual y justificar, con base en dicha selección, la maximización del Factor de Recuperación en condiciones económicamente viables. Presentar los siguientes rubros:
4.1. Determinación del Área de Extracción
El Área de Extracción deberá ser propuesta por el Operador Petroleros de conformidad con lo siguiente:
a)    Cuando el Operador Petrolero sea titular de un Contrato o Asignación cuyos derechos le permitan realizar únicamente actividades de Extracción, se considerará como Área de Extracción, la totalidad del área asociada a dicho Contrato o Asignación.
       En caso de que se reduzca el Área de Asignación o Contractual se ajustará la correspondiente Área de Extracción.
b)    Cuando el Operador sea titular de un Contrato o Asignación cuyos derechos le permitan realizar actividades de Exploración y de Extracción, el Área de Extracción deberá ser calculada tomando en consideración las siguientes premisas:
i.      El Área de Extracción deberá referirse a un área regular, donde todos sus lados siempre deberán estar orientados de manera norte-sur y este-oeste;
ii.     El polígono del Área de Extracción se configurará con base en la retícula de referencia, considerando una extensión mínima por lado de 30 segundos (tanto en Latitud como en Longitud);
iii.    La superficie total de un Área de Extracción será determinada por la suma de los bloques que la conformen, y
4.2. Actividades del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales
Describir las actividades consideradas en la alternativa seleccionada para el desarrollo del Área de Asignación o Contractual. Incluir, además, un cronograma de ejecución de dichas actividades en el que se observen los principales estudios, obras, Pozos y, en su caso, el inicio de la producción.
4.2.1. Pozos por perforar
a)    Completar, para cada uno de los Pozos tipo considerados en el Plan de Desarrollo para la Extracción
de Yacimientos No Convencionales, la Tabla IV.20. Pozos Plan Desarrollo No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;
b)    Incluir figuras con el estado mecánico de los Pozos tipo descritos;
c)     Incluir la descripción de la metodología para la estimación del número de Pozos a perforar en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales y el espaciamiento de aquellos que tienen la misma formación objetivo;
d)    Presentar el cronograma de perforación de los Pozos considerados en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, de conformidad con la Tabla IV.21. Cronograma Perforación Desarrollo No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y
e)    Presentar las intervenciones a Pozos consideradas en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, clasificadas como reparaciones mayores con o sin equipo y reparaciones menores con o sin equipo. Incluir el costo promedio de cada una de las reparaciones consideradas y la calendarización de las mismas.
4.2.2. Ductos e infraestructura
Describir la filosofía de operación del Área de Asignación o Contractual para el manejo del agua y demás componentes del fluido a utilizar para el fracturamiento hidráulico, así como para el manejo en superficie de los hidrocarburos y del agua producidos desde el Pozo hasta el Punto de Medición. Lo anterior, con base en la infraestructura y ductos planeados a construir durante la ejecución del Plan de Desarrollo para Extracción de Yacimientos No Convencionales, mismos que serán presentados a través de los siguientes formatos:
4.2.2.1. Ductos
Presentar la información de los ductos que serán construidos al amparo del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales de conformidad con la Tabla IV.22. Ductos Plan Desarrollo No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
4.2.2.2. Infraestructura
a)    Presentar la información de la infraestructura que será construida al amparo del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales mediante las Tablas IV.23. Plataformas Plan Desarrollo No Convencionales; IV.24. Baterías Separación Plan Desarrollo No Convencionales; IV. 25. Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Plan Desarrollo No Convencionales; IV.26. Complejo procesador y terminal de distribución Plan Desarrollo No Convencionales y IV.27. Otra Infraestructura Plan Desarrollo No Convencionales, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx, y
b)    Describir aquella infraestructura que se encuentre fuera del Área de Asignación o Contractual y que el Operador Petrolero tenga considerado utilizar.
4.2.3. Estudios y toma de información
Describir los estudios y actividades de toma de información considerados en el Plan, mediante la Tabla IV.28. Estudios Toma Información Plan Desarrollo No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx mismos que deberán estar enfocados hacia el conocimiento de subsuelo, a través de la caracterización estática y dinámica de los Yacimientos No Convencionales.
Lo anterior, considerando de manera enunciativa mas no limitativa, los siguientes rubros:
a)    Adquisición, procesamiento o reprocesamiento de sísmica;
b)    Estudios geológicos;
c)     Toma de registros;
d)    Toma de núcleos;
e)    Estudios petrofísicos
 
f)     Pruebas y estudios PVT
g)    Pruebas de presión/producción
h)    Generación o actualización de los modelos estático o dinámico
Adicionalmente, considerar las actividades de monitoreo del comportamiento del Yacimiento No Convencional, con el fin de proponer la optimización del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales e indicar la frecuencia con la que se hará dicho monitoreo, como son:
a)    Comportamiento de la producción;
b)    Presión del Yacimiento No Convencional;
c)     Condiciones operativas de los Pozos (PTP, PTR, PWH, PBH, TWH);
d)    Aforo de Pozos;
e)    Toma de muestras de agua y análisis de las mismas;
f)     Análisis cromatográficos, y
g)    Pruebas de formación
4.2.4. Medición
El Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales deberá contener la información que cumplimiento a lo establecido en los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH), incluyendo la documentación soporte correspondiente.
En caso de considerar infraestructura o Puntos de Medición de uso compartido entre Operadores Petroleros o entre el Operador Petrolero y un tercero, se deberá incluir el proyecto de acuerdo con lo establecido en los LTMMH y, en su caso, en el Contrato respectivo.
4.2.4.1. Información que debe presentar el Operador Petrolero para la aprobación de sus Mecanismos de Medición contenidos en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales.
4.2.4.1.1. Ubicación del punto de medición
Presentar la ubicación o propuesta de ubicación del Punto de Medición, así como, la ubicación para la medición operacional, de referencia y de transferencia conforme la Tabla IV.29. Ubicación Sistemas Medición No Convencionales disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx. Se deberá incluir diagramas de las instalaciones con que se cuente y donde se ubiquen los sistemas de medición nuevos y/o existentes y su tipo, para la determinación de volumen y calidad. Justificar la propuesta de ubicación, y su justificación.
4.2.4.1.2. Descripción de la propuesta de los sistemas de medición
Presentar la descripción de los sistemas de medición de volumen y calidad a instalar y existentes (formato para el Reporte Anual de Censos de Medición, versión última CNH_DGM_Censos, disponible en el enlace www.cnh.gob.mx) en el Punto de Medición, así como, la medición de volumen y calidad operacional, de referencia y de transferencia.
4.2.4.1.3. Responsable Oficial
Documento de designación del responsable oficial conforme al artículo 9 de los LTMMH, el cual deberá contar las facultades para comprometer u obligar al Operador Petrolero en relación con los Mecanismos de Medición, de conformidad con la Tabla IV.30. Responsable Oficial No Convencionales disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
4.2.4.1.4. Política de Medición
Mencionar o, en su caso, presentar el documento y/o programa a que hace referencia el artículo 6 de los LTMMH. El Operador Petrolero deberá manifestar en su documento que se asegurará la aplicación de las
Mejores Prácticas de la Industria y estándares internacionales en la medición de Hidrocarburos, así como la adopción de la gestión y gerencia de la medición.
4.2.4.1.5. Programas y cronogramas de implementación de los mecanismos de medición
Presentar los programas y cronogramas de implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales deben contemplar las actividades necesarias para el cumplimiento de los requerimientos para la aprobación de los Mecanismos de Medición y los Puntos de Medición establecidos en los LTMMH en su última versión, así como a los términos y condiciones de la Asignación o Contrato correspondiente.
Considerar, al menos, los siguientes cronogramas:
a.     Cronograma de: desarrollo, oficialización, difusión de la política de medición.
b.     Cronograma para el desarrollo del análisis de las inversiones y costos de operación estimados de las actividades relacionadas con la medición de Hidrocarburos para la definición de los mecanismos de medición, así como, su impacto en la incertidumbre de medida en el Punto de Medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia.
c.     Cronograma de la construcción, actualización y modificación de los sistemas de medición y de las instalaciones de producción que influyen en la medición de los Hidrocarburos, conforme a lo establecido en los LTMMH;
d.     Cronograma para el desarrollo e implementación de los procedimientos:
i.      De mantenimiento de los sistemas de medición y sus instrumentos de medida.
ii.     Para la confirmación metrológica.
iii.    Para la elaboración del balance.
iv.    Para la calibración de instrumentos de medida;
e.     Cronograma para el desarrollo e implementación del modelo de presupuesto de incertidumbre de medida en el Punto de Medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia, elaborado con base en lo dispuesto en los LTMMH;
f.     Cronograma para el desarrollo y puesta en operación de la bitácora de registro con la cual se llevará a cabo el registro, control y evaluación de las actividades relacionadas con la operación de los Mecanismos de Medición;
g.     Cronograma de la conceptualización, planeación y ejecución del programa anual de diagnósticos;
h.     Cronograma para la determinación de las competencias que debe tener el personal involucrado con los sistemas de medición de Hidrocarburos en el Punto de Medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia. Evaluación del nivel de cumplimiento del personal involucrado con los sistemas de medición: el Punto de Medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia con relación a la determinación de las competencias que debe tener. desarrollo y ejecución del plan de capacitación y adiestramiento del personal involucrado con los sistemas de medición de acuerdo con la evaluación del nivel de cumplimiento de las competencias determinadas, y
i.      Cronograma de desarrollo de la propuesta de indicadores de desempeño de la instrumentación de los mecanismos de medición, dentro de los cuales, deberán estar comprendidos, entre otros, aquellos que permitan dar cumplimiento a lo dispuesto en los LTMMH. Asimismo, se deberá contemplar el tiempo para el desarrollo de la metodología de cálculo de cada indicador, el nombre del mismo, la fórmula o descripción, la unidad de medida, la frecuencia de medida, las metas y los procedimientos de evaluación de estos indicadores de desempeño.
       Para el caso de modificaciones, construcción y actualizaciones de los sistemas de medición e instalaciones de producción, deberá presentarse el programa correspondiente.
       Lo anterior, deberá ser presentado de acuerdo con los siguientes supuestos:
 
1)    Cuando el Área de Asignación o Contractual pasa de la etapa de Exploración a la etapa de Extracción, los programas y cronogramas deberán reflejar el cumplimiento de los LTMMH previo al inicio de la producción, o
2)    Cuando a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, el Área de Asignación o Contractual contenga Campos con producción comercial regular en Etapa de Extracción, los programas deberán reflejar el cumplimiento de los LTMMH en un plazo máximo de 18 meses a partir de la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales. En caso de que el Operador considere que requiere de un plazo mayor, deberá proponerlo a la Comisión junto con la justificación respectiva, quedando dicho plazo sujeto a aprobación.
4.2.4.1.6. Procedimientos de Medición
Para el caso de Planes de Desarrollo para la Extracción asociados a Contratos, presentar los siguientes procedimientos de la medición de los Hidrocarburos:
i.      Programación de Hidrocarburos;
ii.     Almacenamiento, y
iii.    Monitoreo de calidad y volumen.
4.2.4.1.7. Implementación de sistemas telemétricos
Presentar la descripción de los sistemas telemétricos existentes o un cronograma para la implementación de éstos, para garantizar el monitoreo de la medición en tiempo real, en los Puntos de Medición, de transferencia y operación a tiempo real.
4.2.4.1.8. Medición derivada de pruebas de pozos
Describir en forma breve los Puntos de Medición, tipo y especificaciones de medidor, incertidumbre asociada y la calidad de los fluidos producidos (petróleo, agua, gas y condensado) de las pruebas de Pozos en los Planes de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, resultante de la reparación y/o perforación, consideradas en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales. Presentar un diagrama esquemático describiendo el proceso de conexión, equipos de proceso y la ubicación de los sistemas de medición hasta su entrega en el Punto de Medición.
4.2.5. Comercialización de la Producción
a)    Pronósticos y Especificaciones de calidad de cada uno de los Hidrocarburos a ser comercializados (petróleo, gas y condensado).
b)    Describir la estrategia comercial de los Hidrocarburos disponibles para la venta, por tipo de Hidrocarburo (petróleo, gas y condensado).
c)     Descripción y ubicación del o los puntos de venta por tipo de Hidrocarburo.
d)    Mecanismos para la determinación del precio de venta por tipo de Hidrocarburo.
e)    Descripción de los costos necesarios observados de transporte, Almacenamiento, logística y todos los demás costos incurridos para el traslado y comercialización de Hidrocarburos entre el Punto de Medición y el punto de venta.
f)     Instalaciones de Comercialización a ser utilizadas y a construir.
Para los Contratos donde el Estado reciba como contraprestación el Hidrocarburo en especie (petróleo, gas y condensado), describir la metodología para la entrega de los Hidrocarburos del Estado al Comercializador.
4.2.6. Aprovechamiento de gas
a)    Describir las instalaciones existentes o, en su caso, las que se considera construir como parte del
Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales con el fin de aprovechar el gas producido en el Área de Asignación o Contractual;
b)    Describir cómo se aprovechará el gas producido en el Área de Asignación o Contractual, considerando el gas que será utilizado como autoconsumo, para bombeo neumático, para conservación y para transferencia, con base en las definiciones de las Disposiciones técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (Disposiciones);
c)     Presentar la meta anual de aprovechamiento de gas para el proyecto, acompañado del cronograma de actividades e inversiones asociadas, para dar cumplimiento a la meta de 98% de conformidad con las Disposiciones y mediante Tabla IV.31. Aprovechamiento Gas No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y
d)    Presentar los volúmenes mensuales estimados que serán usados por el Operador Petrolero como Hidrocarburos de autoconsumo en Actividades Petroleras de Extracción de recuperación secundaria y mejorada, como combustible, para inyección o para alimentar un sistema artificial de producción. Justificar dichos volúmenes con la información que detalle el proceso en el cual serán utilizados.
4.2.7. Abandono y desmantelamiento
a)    Presentar el cronograma de todas las actividades necesarias para el taponamiento definitivo de Pozos, restauración, remediación y en su caso, compensación ambiental, desinstalación de maquinaria y equipo, y entrega ordenada y libre de escombros y desperdicios del Área de Asignación o Contractual, de conformidad con la Tabla IV.32. Cronograma Abandono No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;
b)    Señalar los estándares y procedimientos que serán utilizados para todas las actividades de Abandono y la razón de la selección de éstos, conforme a las Mejores Prácticas de la Industria y la Normatividad Aplicable,
c)     En los casos que sea aplicable conforme a los términos y condiciones del Contrato, copia del contrato formalizado de la constitución del fideicomiso de abandono, y
d)    Indicar el detalle de los montos de asociados al fondeo de las actividades de manera anual, de conformidad con la Tabla IV.33. Costos Abandono No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
4.3. Reservas y producción
4.3.1. Reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales
Presentar la Tabla IV.34. Reservas Plan Desarrollo No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, con la información de reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales propuesto por el Operador Petrolero. Tener en cuenta lo siguiente:
a)    Especificar la fecha de corte de la producción acumulada para el caso de las reservas propuestas.
b)    Los Factores de Recuperación actuales se deben calcular al corte de la producción acumulada.
c)     Los Factores de Recuperación finales esperados se deben calcular con la reserva al límite económico antes de impuestos.
d)    En los casos en que se cuente con cifras de reservas oficiales previas a la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, se debe adicionar la información conforme a la tabla antes descrita. El Operador Petrolero debe presentar la justificación y los criterios respecto a las variaciones de la información presentada en las tablas antes mencionadas.
En caso de que el Operador Petrolero no cuente con cifras de reservas oficiales, debe proporcionar la
justificación que sustente los parámetros y consideraciones presentados en la tabla previamente mencionada.
4.3.2. Producción
a)    Presentar los pronósticos de producción de los hidrocarburos y del agua en el Área de Asignación o Contractual, de acuerdo con la Tabla IV.35. Producción Plan Desarrollo No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;
b)    Describir la metodología de cálculo de los pronósticos de producción asociados a la alternativa seleccionada para aceite, gas, agua y en su caso, condensado;
c)     Presentar las acciones que serán realizadas para el operador para la correcta administración de Yacimientos No Convencionales, enfocadas hacia la máxima recuperación de los Hidrocarburos contenidos en éstos, y
d)    Tener en cuenta las siguientes consideraciones:
i.     Los pronósticos de producción deben ser consistentes con las cifras de Reservas 2P o 3P para Yacimientos No Convencionales de aceite y gas asociado y 3P para Yacimientos No Convencionales de gas no asociado
ii.     Los datos deberán ser presentados en forma mensual hasta el límite de la Asignación o Contrato, o al límite económico si éste sucede primero.
iii.    La información deberá estar referida al Campo, al Yacimiento No Convencional y a los Pozos.
iv.    Presentar a nivel Yacimiento No Convencional, la producción base e incremental por terminaciones, reparaciones mayores de Extracción, recuperación secundaria y recuperación mejorada.
4.4. Combinación tecnológica para el plan propuesto
a)    Presentar una matriz con las principales tecnologías, sin incumplir los derechos de propiedad intelectual, que serán utilizadas en la ejecución del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, tecnologías de caracterización de Yacimientos No Convencionales, tanto estática como dinámica, perforación y terminación de Pozos, deshidratación, separación, medición, aseguramiento de flujo, recuperación avanzada, y
b)    Presentar el análisis de factibilidad técnica mediante tablas de escrutinio y campos análogos, para la aplicación de métodos de recuperación secundaria o mejorada. Sin menoscabo de lo anterior, en caso de contemplar la implementación o ejecución de algún método, el Operador Petrolero deberá dar cumplimiento a la Normativa vigente.
4.5. Programa de Inversiones y Presupuesto
Los Operadores Petroleros deberán presentar los archivos del Programa de Inversiones; y en el caso de Contratos que así lo indiquen, el de Presupuesto.
4.5.1. Programa de Inversiones
Los Operadores Petroleros deberán presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de éstos. Las inversiones se deben presentar anualizadas para la totalidad del periodo de Desarrollo para la Extracción y debe ser expresada en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla IV.1. Programa de Inversiones No Convencionales, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.
Todas las actividades mencionadas en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla IV.1. Programa de Inversiones No Convencionales. De igual manera todas
las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla IV.1. Programa de Inversiones No Convencionales, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales.
a)    En el caso de una modificación describir las inversiones y los gastos de operación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales aprobado y comparar con el presentado a la Comisión, y
b)    Separar los costos asociados a la recuperación secundaria y mejorada y presentarlos de forma explícita.
4.5.2. Presupuesto
En el caso de Contratos que así lo indiquen, los Contratistas deberán presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de estos. Las inversiones se deben presentar mensualizadas para la totalidad del periodo del Programa de Trabajo correspondiente y expresada en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla IV.2. Presupuesto No Convencionales, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.
Todas las actividades mencionadas en el Programa de Trabajo deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla IV.2. Presupuesto No Convencionales. De igual manera todas las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla IV.2. Presupuesto No Convencionales, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Programa de Trabajo.
4.6. Evaluación económica
a)    Presentar en el formato establecido por la Comisión en la Tabla IV.36. Evaluación Económica No Convencionales las principales variables y premisas económicas consideradas durante el periodo del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, el cual no podrá exceder la vigencia del Contrato o Asignación que corresponda, y
b)    Asimismo, se deberán entregar los indicadores económicos solicitados por la Comisión en los formatos que para ello se establezcan en la Tabla IV.36. Evaluación Económica No Convencionales.
c)     Tener en cuenta que las siguientes premisas serán las que la Comisión considerará como base. Sin embargo, los Operadores Petroleros podrán determinar y utilizar premisas diferentes a las aquí establecidas, debiendo en tal caso justificar su determinación.
i.      Precio del aceite (dólares/barril)
ii.     El precio del petróleo se determinará de conformidad con lo establecido en el Reporte Anual por el que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establece los rangos de valores de los términos económicos de los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos (Reporte Anual), para la determinación del precio contractual, considerando la calidad del petróleo extraído en el área correspondiente medido a través de los grados API y el contenido de azufre por volumen. Conforme al reporte más reciente, la referencia de precio del petróleo sería la siguiente:
 
Grado API del petróleo extraído en el Área
Contractual
Fórmula aplicable para determinar el precio del
petróleo
39.0° < API
Precio = -12.662 + 0.984*Brent + 0.609*API -
0.007*API² - 1.149*S
31.1° < API<=39.0°
Precio = -12.662 + 0.984*Brent + 0.609*API -
0.007*API² - 1.149*S
22.3° < API <=31.1°
Precio = -12.662 + 0.984*Brent + 0.609*API -
0.007*API² - 1.149*S
10.0° < API <=22.3°
Precio = -12.662 + 0.984*Brent + 0.609*API -
0.007*API² - 1.149*S
API <=10.0°
Precio = -2.493+ 0.781*Brent
       donde:
       Brent: Precio de mercado del crudo brent ICE, promedio del mes calendario anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, publicado por Platts.
       S: Parámetro de ajuste por calidad, utilizando el valor del porcentaje promedio ponderado de azufre en el petróleo producido en el área correspondiente en el mes calendario anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales.
       Las fórmulas anteriores se actualizarán con base en la información que cada año publique la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en el reporte anual.
iii.    Precio de gas (dólares/mil pies cúbicos)
       Índice de referencia de precios de Gas Natural al mayoreo correspondiente a la región en la que se localiza el Área Contractual o el Área de Asignación, publicado para el mes anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, por la Comisión Reguladora de Energía en: http://www.cre.gob.mx/IPGN/index.html, convertido a dólares/mil pies cúbicos (1 pie cúbico = 1.03 mil btu)
iv.    Precio de condensado (dólares/barril)
       El precio de los condensados se determinará de conformidad con lo establecido en el reporte anual, para la determinación del precio contractual, el precio del crudo marcador de referencia brent.
       Precio = 7.164 + 0.612*Brent
       donde:
       Brent: Precio de mercado del crudo brent ICE, promedio del mes calendario anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, publicado por Platts.
       Esta fórmula se actualizará con base en la información que cada año publique la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en el reporte anual.
v.     Tipo de cambio (pesos/dólar)
       Tasa que marca la relación entre el valor de pesos de México y dólares de Estados Unidos para solventar obligaciones, promedio del mes calendario anterior a la fecha en la que se presenta el
Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales. publicada por Banco de México.
vi.    Tasa de descuento (porcentaje)
       Tasa de interés utilizada para descontar los flujos de efectivo para determinar el valor presente neto del proyecto del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales establecida en 10%.
II. MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE YACIMIENTOS NO
CONVENCIONALES
Cuando ocurra alguno de los supuestos previstos en el artículo 97 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión el formato MP y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.
Así mismo deberá adjuntarse el documento que integre los apartados del Plan que sufran modificación, una tabla comparativa de los cambios que se proponen, así como la justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado, con la información y el nivel de detalle previstos en este Anexo.
Apartado C.
Elaboración y Presentación de los Programas de Transición Relativos a Yacimientos No
Convencionales
OBJETO.
Este apartado tiene por objeto establecer los elementos esenciales que debe contener el Programa de Transición. Los Operadores Petroleros deben presentar cada una de las secciones que se señalan en el presente apartado indicando, si es el caso, el motivo por el cual no cuentan con la información que cumplimiento a lo solicitado en alguna sección en particular.
FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.
La información a que refiere este apartado que presenten los Operadores Petroleros a la Comisión deberá ser entregada en formato digital, de conformidad con el formato correspondiente. Toda la información gráfica que presente el Operador Petrolero deberá contar con una resolución que permita apreciar lo que se busca describir, de manera técnicamente aceptable e incluir escalas y referencias geográficas. Las imágenes y la información geográfica deberán ser entregadas en los formatos y de acuerdo con el sistema de referencia que señala el CNIH, atendiendo a la secuencia y contenidos que se describen a continuación:
Carpeta 1 - Programa de Transición. Según corresponda, en archivo de texto digital editable y en formato.pdf. Deberá incluir los puntos 1 a 3 del apartado siguiente.
Carpeta 2 - Archivos de origen. Las figuras, mapas, gráficas, cronogramas, tablas y todo tipo de imágenes en formatos.png, .tiff, y .jpg que son parte del documento integral y deben ser completamente legibles, con resolución de, al menos, 300 dpi. Todos los mapas deben tener escala, coordenadas (latitud y longitud), orientación y leyenda. Todas las secciones sísmicas deberán estar ubicadas o localizadas en un mapa.
Carpeta 3 - Información geográfica. Toda la información georreferenciada deberá ser entregada en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0 o más reciente.
Carpeta 4 - Programa de Inversiones, Presupuesto y Evaluación Económica, según corresponda. La información contenida dentro de esta carpeta deberá presentarse en hojas de cálculo (.xls), deberán mostrar, cuando sea posible, las fórmulas para obtener los datos reportados en los casos que sea procedente realizarlo y corresponderán al Programa de Inversiones, Presupuesto y a la evaluación económica, de acuerdo con el trámite que se ingrese y en consistencia con la tabla de trámites e información.
 
Asimismo, se deberá adjuntar el comprobante de aprovechamientos respectivo.
I. PROGRAMA DE TRANSICIÓN.
En el caso de los supuestos previstos en los artículos 63 y 64 de los Lineamientos, el Programa de Transición deberá presentarse en el formato APT y deberá incluir los siguientes aspectos en el orden señalado:
1.     Resumen ejecutivo
2.     Descripción de los Campos y Yacimientos No Convencionales dentro del Área Contractual
3.     Programa de Transición
A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:
1. RESUMEN EJECUTIVO
1.1 Objetivo
1.1.1 Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas;
1.2 Alcance
1.2.1 Actividades a realizar;
1.2.2 Inversiones en dólares de los Estados Unidos de América;
1.2.3 Gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América;
1.2.4 Principales tecnologías.
1.3. Ubicación geográfica
Explicar las características de la ubicación del Área Contractual y presentar uno o varios mapas de referencia en donde se muestren:
1.3.1. El polígono que limita el Área de Contractual, y
1.3.2. La representación de la(s) condición(es) superficiales en las que se identifiquen entre otras características: las instalaciones superficiales (Pozos, ductos, líneas de descarga, baterías, separadores, etc.), rasgos topográficos, vías de acceso, cuerpos de agua (si los hay), Zonas de Salvaguarda, poblaciones, división estatal y municipal o algún otro elemento geográfico que se considere importante.
2. DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS Y YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES DENTRO DEL ÁREA CONTRACTUAL
2.1. Interpretación sísmica
a)    Describir la información sísmica disponible, indicando la calidad de la misma, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa:
i.      Sísmica 2D;
ii.     Sísmica 3D;
iii.    CheckShots;
iv.    VSP's, y
v.     Magnetometría y gravimetría.
b)    Incluir mapas en profundidad o en tiempo y secciones estructurales que incluyan los Pozos perforados en el Área Contractual y, en su caso, las localizaciones consideradas en el Programa de Transición.
 
2.2. Geología
a)    Describir los siguientes aspectos:
i.      La geología regional en la que se encuentra el Área de Asignación o Contractual;
ii.     Los antecedentes geológico-petroleros de la cuenca;
iii.    La columna geológica del área;
iv.    El modelo sedimentológico y su distribución, y
v.     La identificación de los intervalos que son considerados Yacimientos No Convencionales.
b)    Describir los criterios tomados para la distribución de propiedades de cada Yacimiento No Convencional. Asimismo, presentar mapas de distribución de propiedades que tengan un interés técnico o económico.
En caso de que los mapas de distribución de propiedades no sean representativos, describir la metodología utilizada para determinar las mejores zonas del o los Yacimientos No Convencionales.
2.2.1. Descripción petrofísica
a)    Describir los criterios para la obtención de la porosidad, así como los valores obtenidos. En caso de contar con datos de porosidad provenientes de diferentes métodos, presentar la comparación de dichos valores;
b)    Describir la metodología de cálculo de la permeabilidad, así como los resultados obtenidos.
       Comparar los resultados obtenidos de análisis de laboratorio realizados a muestras de roca y de fluidos con los resultados obtenidos a través de registros geofísicos;
c)     Describir los modelos utilizados para la variación lateral de los parámetros petrofísicos, y
d)    La identificación de los intervalos que son considerados Yacimientos No Convencionales.
2.3. Fluidos
a)    Presentar un listado de muestras de fluidos obtenidos, señalando la más representativa de cada Yacimiento No Convencional, así como los estudios con los que cuentan el o los Yacimientos No Convencionales del Área de Asignación o Contractual, y
b)    Presentar los resultados de los estudios realizados a las muestras de aceite, gas y agua en los Yacimientos No Convencionales del Área Contractual.
2.4. Información técnica de los Yacimientos No Convencionales
Presentar una tabla con la información de cada Yacimiento No Convencional dentro del Área Contractual que contenga al menos lo señalado en Tabla IV.37. Información Técnica Yacimientos Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
2.5. Descripción de la infraestructura actual
Describir Pozos e instalaciones actuales, incluyendo, ductos (longitud, diámetro, origen y destino) e instalaciones (capacidad de separadores y compresores, bombeo y transporte) para el manejo de los fluidos dentro del Área Contractual y, de ser el caso, aquella que se encuentre por fuera de esta y que será utilizada por el Operador Petrolero. Si el Área Contractual cuenta con Campos en producción a la fecha de presentación del Programa de Transición, describir el proceso actual para el manejo del agua y demás componentes del fluido a utilizar para el fracturamiento hidráulico, así como el proceso para el manejo en superficie de los Hidrocarburos y del agua producidos.
2.5.1. Pozos perforados
Presentar la información de los Pozos perforados a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, de conformidad con lo solicitado en las Tablas IV.38. Inventario Pozos Programa Transición No Convencionales y IV.39. Inventario Sistemas Artificiales Producción Programa Transición No Convencionales, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.
2.5.2. Ductos
Presentar la información de los ductos que actualmente operan en el Área Contractual en la Tabla IV.40. Inventario Ductos Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
2.5.3. Infraestructura
Presentar la información de la infraestructura que actualmente opera en el Área Contractual a través de las Tablas IV.41. Inventario Plataformas Programa Transición No Convencionales; IV.42. Inventario Baterías Separación Programa Transición No Convencionales; IV.43. Inventario Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Programa Transición No Convencionales; IV.44. Inventario Complejo procesador y terminal de distribución Programa Transición No Convencionales y IV.45 Inventario Otra Infraestructura Programa Transición No Convencionales, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.
3. PROGRAMA DE TRANSICIÓN
3.1. Actividades del Programa de Transición
Describir las actividades consideradas para el Programa de Transición. Incluir, además, un cronograma de ejecución de dichas actividades en el que se observen los principales estudios, obras y Pozos.
3.1.1. Pozos por perforar
a)    Completar, para cada uno de los Pozos tipo considerados en el Programa de Transición, la Tabla IV.46. Pozos Programa Transición No Convencionales disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
b)    Incluir figuras con el estado mecánico de los Pozos tipo descritos.
c)     Presentar el cronograma de perforación de los Pozos considerados en el Programa de Transición, de conformidad con la Tabla IV.47. Cronograma Perforación Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
d)    Presentar las intervenciones a Pozos consideradas en el Programa de Transición, clasificadas como reparaciones mayores con o sin equipo y reparaciones menores con o sin equipo. Incluir el costo promedio de cada una de las reparaciones consideradas y la calendarización de las mismas.
3.1.2. Ductos e infraestructura
Describir la filosofía de operación del Área Contractual para el manejo de los fluidos a producir desde el Pozo hasta el punto de medición fiscal. Lo anterior, con base en la infraestructura y ductos planeados a construir durante la ejecución del Programa de Transición, mismos que serán presentados a través de los siguientes formatos:
3.1.2.1. Ductos
Presentar la información de los ductos que serán construidos al amparo del Programa de Transición de conformidad con la Tabla IV.48. Ductos Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
3.1.2.2. Infraestructura
a)    Presentar la información de la infraestructura que será construida al amparo del Programa de Transición mediante las Tablas IV.49. Plataformas Programa Transición No Convencionales; IV.50. Baterías Separación Programa Transición No Convencionales; IV.51. Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Programa Transición No Convencionales; IV.52. Complejo procesador y terminal de distribución Programa Transición No Convencionales y IV.53. Otra Infraestructura Programa Transición No Convencionales, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx, y
b)    Describir aquella infraestructura que se encuentre fuera del Área Contractual y que el Operador Petrolero tenga considerado utilizar.
3.1.3. Estudios y toma de información
Describir los estudios y actividades de toma de información considerados en el Programa de Transición, mediante la Tabla IV.54. Estudios Toma Información Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx mismos que deberán estar enfocados hacia el conocimiento de subsuelo, a través de la caracterización estática y dinámica de los Yacimientos No Convencionales.
Lo anterior, considerando de manera enunciativa mas no limitativa, los siguientes rubros:
a)    Adquisición, procesamiento o reprocesamiento de sísmica;
b)    Estudios geológicos;
c)     Toma de registros;
d)    Toma de núcleos;
e)    Estudios petrofísicos;
f)     Pruebas y estudios PVT;
g)    Pruebas de presión/producción, y
h)    Generación o actualización de los modelos estático o dinámico.
Adicionalmente, considerar las actividades de monitoreo del comportamiento del Yacimiento No Convencional, con el fin de proponer la optimización del Programa de Transición e indicar la frecuencia con la que se hará dicho monitoreo, como son:
a)    Comportamiento de la producción;
b)    Condiciones operativas de los Pozos (PTP, PTR, PWH, PBH, TWH);
c)     Aforo de Pozos;
d)    Toma de muestras de agua y análisis de las mismas;
e)    Análisis cromatográficos, y
f)     Pruebas de formación
3.1.4. Medición
Presentar lo relativo al Punto de Medición Provisional, de acuerdo con lo establecido en artículo 42, segundo y tercer párrafos del Lineamiento Técnico en Materia de Medición de Hidrocarburos.
3.1.5. Comercialización de la Producción
 
a)    Pronósticos y especificaciones de calidad de cada uno de los Hidrocarburos a ser comercializados (petróleo, gas y condensado).
b)    Describir la estrategia comercial de los Hidrocarburos disponibles para la venta, por tipo de Hidrocarburo (petróleo, gas y condensado).
c)     Descripción y ubicación del o los puntos de venta por tipo de Hidrocarburo.
d)    Mecanismos para la determinación del precio de venta por tipo de Hidrocarburo.
e)    Descripción de los costos necesarios observados de transporte, Almacenamiento, logística y todos los demás costos incurridos para el traslado y comercialización de Hidrocarburos entre el Punto de Medición y el punto de venta.
f)     Instalaciones de Comercialización a ser utilizadas y a construir.
Para los Contratos donde el Estado reciba como contraprestación el Hidrocarburo en especie (petróleo, gas y condensado), describir la metodología para la entrega de los Hidrocarburos del Estado al Comercializador.
3.1.6. Aprovechamiento de gas
a)    Describir las instalaciones existentes o, en su caso, las que se considera construir como parte del Programa de Transición con el fin de aprovechar el gas producido en el Área Contractual.
b)    Describir cómo se aprovechará el gas producido en el Área Contractual, considerando el gas que será utilizado como autoconsumo, para bombeo neumático, para Conservación y para Transferencia, con base en las definiciones de las Disposiciones técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (Disposiciones).
c)     Presentar la meta de aprovechamiento de gas durante el Programa de Transición, acompañado del cronograma de actividades e inversiones asociadas, para dar cumplimiento a la meta de 98% de conformidad con las Disposiciones y mediante Tabla IV.55. Aprovechamiento de Gas Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y
d)    Presentar los volúmenes mensuales estimados que serán usados por el Operador Petrolero como Hidrocarburos de autoconsumo en actividades petroleras de Extracción de recuperación secundaria y mejorada, como combustible, para inyección o para alimentar un sistema artificial de producción. Justificar dichos volúmenes con la información que detalle el proceso en el cual serán utilizados.
3.1.7. Abandono y desmantelamiento
a)    Presentar, en su caso, el cronograma de todas las actividades consideradas para el taponamiento definitivo de Pozos, restauración, remediación y en su caso, compensación ambiental, desinstalación de maquinaria y equipo, y entrega ordenada y libre de escombros y desperdicios del Área Contractual, de conformidad con la Tabla IV.56. Cronograma Abandono Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
b)    Señalar los estándares y procedimientos que serán utilizados para todas las actividades de Abandono consideradas y la razón de la selección de estos, conforme a las Mejores Prácticas de la Industria y la Normatividad Aplicable.
c)     Indicar el detalle de los montos de asociados al fondeo de las actividades de manera anual, de conformidad con la Tabla IV.57. Costos Abandono Programa Transición No Convencionales,
disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
3.2. Producción
a)    Presentar los pronósticos de producción de los Hidrocarburos y del agua en el Área Contractual, de acuerdo con la Tabla IV. 58. Producción Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.
b)    Describir la metodología de cálculo de los pronósticos de producción de aceite, gas, agua y en su caso, condensado.
c)     Presentar las acciones que serán realizadas para el operador para la correcta administración de Yacimientos No Convencionales, enfocadas hacia la máxima recuperación de los hidrocarburos contenidos en éstos.
d)    Tener en cuenta las siguientes consideraciones:
i.     Los datos deberán ser presentados en forma mensual.
ii.     La información deberá estar referida al Campo, al Yacimiento No Convencional y a los Pozos.
iii.    Presentar a nivel Yacimiento No Convencional, la producción base e incremental por terminaciones, reparaciones mayores de extracción, recuperación secundaria y recuperación mejorada.
3.3. Combinación tecnológica para el programa propuesto
Presentar una matriz con las principales tecnologías, sin incumplir los derechos de propiedad intelectual, que serán utilizadas en la ejecución del Programa de Transición, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, tecnologías de caracterización de Yacimientos No Convencionales, tanto estática como dinámica, perforación y terminación de Pozos, deshidratación, separación, medición, aseguramiento de flujo, Recuperación Avanzada.
3.4. Programa de Inversiones
Presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de éstos. Las inversiones se deben presentar mensualizadas para la totalidad del periodo de transición y deben estar expresadas en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla IV.59. Inversiones Programa Transición No Convencionales, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.
Todas las actividades mencionadas en el Programa de Transición deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla IV.59. Inversiones Programa Transición No Convencionales. De igual manera todas las sub-actividades, tareas y sub-tareas e inversiones asociadas descritas en la Tabla IV.59. Inversiones Programa Transición No Convencionales, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Programa de Transición.
 
 
Tablas del Anexo IV
Tabla IV.1. Programa de Inversiones
Parte 1 de 4

 
 
Programa de Inversiones anual
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Detalle del Programa de Inversiones
 
 
 
 
 
 
 
 
 
N/A
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Si
 
Numero de Contrato:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
No
 
Compañía:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Área Contractual o Bloque:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Inversión
 
Fecha Presentación:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Gasto
Operativo
 
Gastos excluidos del cálculo de contenido nacional. Se reitera que, según lo establecido en la Metodología, no son acreditables para Contenido Nacional los gastos en: servicios financieros, servicios en medios masivos, servicios de alojamiento temporal y de
preparación de alimentos y bebidas, servicios financieros y de seguros, servicios de esparcimiento culturales y deportivos, y otros servicios recreativos, servicios personales, servicios de asociaciones y organizaciones, determinados en los sectores o subsectores del
Sistema de Clasificación Industrial de América del Norte. Asimismo los gastos que no representen un pago por un bien, servicio, mano de obra, capacitación, transferencia de tecnología o infraestructura, de acuerdo a lo definido en la Metodología, no son acreditables
para el cálculo de contenido nacional; como es el caso de pago de cuotas contractuales, impuestos o derechos.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Clasificación
Estructura CC
Costos
id_Actividad
petrolera
Actividad
petrolera
id_Sub-
actividad
petrolera
Sub-actividad petrolera
id_Tarea
Tarea
Sub-tarea
Costo
considerado a
ser elegible
(Sí / No)
Area
Campo*
Yacimiento*
Pozo
Inversión o
Gasto
Operativo
id_Sub-tarea
Descripción
AC-1
Exploración
SA-01
General
TA-001
Evaluaciones técnico económicas
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-01
General
TA-002
Recopilación de información
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-01
General
TA-003
Administración, gestión de actividades y gastos del proyecto
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-01
General
TA-004
Revisión y evaluación de información
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-02
Geofísica
TA-005
Adquisición sísmica, 2D, 3D, 4D, multicomponente
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-02
Geofísica
TA-006
Pre-procesado, procesado, interpretación y re-procesado de datos sísmicos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-02
Geofísica
TA-007
Levantamientos magnetométricos, adquisición, procesado e interpretación
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-02
Geofísica
TA-008
Levantamientos gravimétricos, adquisición, procesado e interpretación
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-03
Geología
TA-009
Análisis geoquímicos de muestras
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-03
Geología
TA-010
Estudios estratigráficos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-03
Geología
TA-011
Análisis de Hidrocarburos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-03
Geología
TA-012
Estudios geológicos regionales
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-03
Geología
TA-013
Estudios geológicos de detalle
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-03
Geología
TA-014
Estudios petrofísicos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-04
Perforación de Pozos
TA-015
Preparación de áreas y/o vías de acceso a la localización
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-04
Perforación de Pozos
TA-016
Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-04
Perforación de Pozos
TA-017
Servicios de soporte
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-04
Perforación de Pozos
TA-018
Servicios de perforación de Pozos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-04
Perforación de Pozos
TA-019
Realización de pruebas de formación
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-04
Perforación de Pozos
TA-020
Suministros y Materiales
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-04
Perforación de Pozos
TA-021
Terminación de Pozos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-05
Ingeniería de Yacimientos
TA-022
Estimación de recursos prospectivos y estimaciones de producción
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración
SA-05
Ingeniería de Yacimientos
TA-023
Delimitación de Yacimientos
 
 
 
 
 
 
 
 
AC-1
Exploración