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COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
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JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, NÉSTOR MARTÍNEZ
ROMERO y HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX, Comisionado Presidente y Comisionados,
respectivamente, integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, con fundamento en los artículos 14, 16, 25, 26, 27 y 28 de la Constitución Política
de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 43, fracción I, inciso c), 44 y 47, fracción V, de la Ley de
Hidrocarburos; 2, fracción I, 3, 5, 10, 11, 22, fracciones I, II, III, XXIV y XXVII y 38 de la Ley de
los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 2, fracción III y 43 Ter Ley
Orgánica de la Administración Pública Federal, y 10, fracción I, y 13, fracción IV, inciso a., del
Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y
CONSIDERANDO
PRIMERO.- Que el 11 de agosto de 2014 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los
decretos por los que se expiden las leyes de Hidrocarburos y la Ley de los Órganos Reguladores
Coordinados en Materia Energética, así como aquél por el que se reforman, adicionan y derogan
diversas disposiciones de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.
SEGUNDO.- Que a partir de la entrada en vigor de la Ley de Hidrocarburos y la Ley de los
Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, se le confirieron nuevas atribuciones
a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante, Comisión), entre las que se encuentran:
I. Aprobar los planes de exploración o de desarrollo para la extracción de los asignatarios
y contratistas.
II. Emitir regulación respecto a las actividades de exploración y extracción de
hidrocarburos, específicamente para la elaboración de los planes de exploración o de
desarrollo para la extracción.
TERCERO.- Que a la fecha de emisión de los presentes Lineamientos, esta Comisión no ha
suscrito contratos para la exploración y extracción, por lo que Petróleos Mexicanos continúa
siendo la única empresa productiva del Estado que a la fecha cuenta con asignaciones que le
permiten realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
En este sentido, es imperante brindar certeza jurídica a Petróleos Mexicanos, quien como titular
de una asignación deberá contar con la aprobación de la Comisión para ejecutar algún plan de
exploración o el plan de desarrollo para la extracción.
CUARTO.- Que en virtud de lo anterior, y a fin de que la Comisión cuente con los elementos
necesarios para emitir un dictamen respecto de los planes de exploración o de desarrollo para
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la extracción de las asignaciones otorgadas a Petróleos Mexicanos, resulta necesario que la
Comisión establezca el contenido y formalidades que deberán cumplir dichos planes.
QUINTO.- Que la Comisión, ejercerá sus funciones, procurando elevar el factor de recuperación
y la obtención del volumen máximo de petróleo y gas natural en el largo plazo, considerando la
viabilidad económica de la exploración y extracción de hidrocarburos en el área de asignación,
así como su sustentabilidad.
SEXTO.- Que pertenece a la Nación la información geológica, geofísica, petrofísica,
petroquímica y, en general, la que se obtenga o se haya obtenido de las actividades de
exploración y extracción, llevadas a cabo por los asignatarios.
En consecuencia, atendiendo al mandato legal y demás disposiciones antes señaladas, el
Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, por unanimidad de votos, emite
la siguiente:
RESOLUCIÓN CNH.E.05.001/15 POR LA QUE LA COMISIÓN NACIONAL DE
HIDROCARBUROS EMITE LOS LINEAMIENTOS POR LOS QUE SE ESTABLECEN LOS
REQUISITOS Y EL PROCEDIMIENTO PARA DICTAMINAR TÉCNICAMENTE LOS PLANES
DE EXPLORACIÓN O DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN, CORRESPONDIENTES
A LAS ASIGNACIONES PETROLERAS.
Capítulo I
Disposiciones generales
Artículo 1. Objeto. Los presentes Lineamientos tienen por objeto establecer los requisitos
mínimos que deberán contener los planes de Exploración o de desarrollo para la Extracción que
presenten los Asignatarios a la Comisión, así como el procedimiento mediante el cual la
Comisión emitirá su dictamen técnico en términos del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos.
Artículo 2. Definiciones. En singular o plural, para efectos de estas disposiciones serán
aplicables las definiciones de la Ley de Hidrocarburos, su Reglamento y la Ley de Ingresos
sobre Hidrocarburos, así como las que se establecen a continuación:
I. Asignatario: Petróleos Mexicanos, a través de PEMEX-Exploración y Producción.
II. Comisión: La Comisión Nacional de Hidrocarburos.
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III. Indicadores de valor: Expresión cuantitativa para medir el logro de los objetivos de los
programas y un referente para el seguimiento de los avances y para la evaluación de
los resultados alcanzados.
IV. Ley: Ley de Hidrocarburos.
V. Lineamientos: Los presentes Lineamientos por los que se establecen los requisitos y
el procedimiento para dictaminar técnicamente los Planes de Exploración o de
Desarrollo para la Extracción, correspondientes a las asignaciones petroleras,
aprobados mediante la Resolución CNH.E.05.001/15.
VI. Plan de Desarrollo para la Extracción: Programa de actividades petroleras e
inversiones en un campo, con el objeto de lograr producción comercial regular o
incrementar su producción de Hidrocarburos, incluyendo cualquier programa de
recuperación avanzada.
VII. Plan de Exploración: Programa de actividades e inversiones que describe
secuencialmente las tareas de Exploración para evaluar el potencial petrolero, los
recursos prospectivos y la incorporación de reservas en un área determinada.
VIII. Reglamento: El Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
Artículo 3. De la interpretación y aplicación de los Lineamientos. Corresponde a la
Comisión la interpretación y vigilancia de la aplicación de los presentes Lineamientos.
Capítulo II
De la información
Artículo 4. De la presentación de la información. Los Asignatarios deberán presentar la
información documental en archivos digitales editables, en forma de texto, tablas, gráficas o
estadísticas.
Asimismo, se requiere que toda información geográfica se entregue en formato Shapefile (.shp),
referida al Datum ITRF08 época 2010.0, incluyendo datos geográficos, referencias de ubicación
y localización georeferenciada de cuencas, prospectos, sísmica 2D-3D, campos, pozos,
infraestructura, y los demás datos que se consideren necesarios para el análisis y óptima
ubicación.
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Artículo 5. De la información en materia de Exploración. Para que la Comisión evalúe y
resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración y de la modificación de dichos
planes, los Asignatarios deberán adjuntar a su solicitud, al menos, la siguiente información:
A. Para la aprobación de nuevos Planes de Exploración:
I. Información General:
a. Resumen ejecutivo del Plan de exploración propuesto;
b. Localización geográfica del área a explorar, con mapas de ubicación en
superficie, coordenadas geográficas y batimetría o elevación del terreno según
corresponda;
c. Reseña de antecedentes de la exploración que describa las actividades
realizadas y los resultados obtenidos, incluyendo la cobertura sísmica 2D-3D y
los diferentes estudios exploratorios realizados: métodos potenciales,
electromagnéticos, modelado geológico, evaluación de sistemas petroleros –
plays - prospectos exploratorios, reportes de la perforación de pozos
exploratorios, delimitadores o de desarrollo, de campos petroleros, estimación
de recursos prospectivos y estimación de reservas, y
d. Mapa con la infraestructura de producción, de almacenamiento y de transporte
de hidrocarburos existentes dentro de la Asignación y/o cercana a la misma.
II. Información Geológica, Geofísica y geoquímica de soporte para el Plan Exploratorio:
a. Contexto geológico con la descripción estratigráfica, sedimentológica, tectono-
estructural y provincia petrolera;
b. Columnas estratigráficas representativas de las áreas a explorar y de los
prospectos exploratorios;
c. Mapas de contornos estructurales de plays probados con localización de
prospectos identificados;
d. Líneas sísmicas o secciones extraídas de cubos sísmicos 3-D, representativas,
en profundidad, de alta resolución e interpretadas, con ubicación de prospectos
y/o pozos; las líneas deberán ubicarse en un mapa estructural;
e. Ficha técnica de la información geofísica con que se cuente: superficie,
ubicación de la sísmica adquirida, año de adquisición, procesamientos y
reprocesamientos sísmicos, estudios gravimétricos, electromagnéticos,
parámetros de adquisición y demás información que se considere relevante;
f. Resumen, descripción y resultados de otro tipo de estudios exploratorios:
métodos geofísicos, estudios geoquímicos, estudios de sistemas petroleros,
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estudios de plays, estudios de prospectos exploratorios y delimitación de
yacimientos;
g. Documentos ejecutivos de los prospectos exploratorios identificados, incluyendo
mapa de localización, línea sísmica representativa interpretada con la ubicación
del prospecto e identificación de los objetivos, mapa estructural del objetivo
principal con la ubicación de la línea sísmica, play(s) a explorar u objetivos
geológicos, tipo de hidrocarburos esperados, tirante de agua o elevación del
terreno, profundidad total programada, tipo de trampa, estimación de recursos
prospectivos, probabilidades de éxito geológico y comercial;
h. Secciones estratigráfico estructurales representativas con localización de
prospectos y/o pozos;
i. Resultados de evaluación de riesgo somero realizados previamente;
j. Síntesis de sistemas petroleros integrando calibraciones geoquímicas y
térmicas, y
k. Mapas de riesgo por play.
III. Plan de Exploración:
a. Objetivos y alcances:
i. Objetivos del Plan Exploratorio, y
ii. Alcance del programa exploratorio multianual con las actividades
exploratorias: reconocimiento y exploración superficial, estudios de
exploración y evaluación del potencial petrolero en sitio, recursos
prospectivos a nivel de plays y de prospectos exploratorios y, estimación de
los volúmenes de reservas a incorporar.
b. Descripción técnica:
i. Cronograma de actividades;
ii. Adquisición de información geofísica;
iii. Procesamiento o reprocesamiento de información geofísica;
iv. Estudios exploratorios: Interpretación sísmica, modelado geológico, estudios
geoquímicos, evaluación de sistemas petroleros - plays - prospectos
exploratorios;
v. Programa de perforación de prospectos exploratorios, y
vi. Proyecciones volumétricas de recursos prospectivos y de incorporación de
reservas durante la vigencia de la Asignación.
c. Opciones tecnológicas:
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i. Identificación de retos tecnológicos;
ii. Criterios de selección de tecnologías exploratorias, y
iii. Descripción de alternativas tecnológicas a utilizar en el proceso exploratorio
del área de asignación.
d. Plan de inversiones:
i. Inversiones en adquisición y procesamiento de información: sísmica,
métodos potenciales, métodos electromagnéticos;
ii. Inversiones en estudios exploratorios: Interpretación de información
geofísica, estudios de sistemas petroleros, estudios de plays, estudios
geoquímicos, estudios de caracterización de yacimientos, estudios
geotécnicos, y
iii. Inversiones en perforación de pozos exploratorios y delimitadores.
e. Capacidades operativas:
i. Capacidades técnicas: infraestructura tecnológica a utilizar; descripción de
tecnologías maduras, nuevas o emergentes y justificación para su aplicación;
ii. Capacidades financieras: inversiones para llevar a cabo todas las actividades
descritas: adquisición y procesamiento de información, estudios
exploratorios, pruebas de laboratorio, perforación de pozos exploratorios y
delimitadores. Indicadores económicos: valor monetario esperado (VME),
valor presente de la inversión (VPI), Relación VME/VPI, tasa interna de
retorno (TIR), costo de descubrimiento, y
iii. Capacidades de ejecución: recursos humanos especializados, organización
y conformación de equipos de trabajo.
f. Indicadores de desempeño histórico y de proyección, el cual deberá atender los
formatos establecidos en el Anexo 1 de los Lineamientos:
i. Antecedentes exploratorios: Información general, información de plays,
información de pozos perforados, información de oportunidades, prospectos
y localizaciones exploratorios, y
ii. Plan de Exploración: Actividades físicas en exploración, recursos
prospectivos a evaluar, indicadores económicos.
g. Las demás que el Asignatario considere necesarias para que la Comisión evalúe
y resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración.
B. Para la modificación de Planes de Exploración, los Asignatarios deberán remitir además de
lo establecido en la fracción III del apartado A del presente artículo:
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I. Comparativo de las modificaciones entre el Plan vigente y las modificaciones solicitadas;
II. Justificación de la modificación;
III. Sustento documental de la modificación;
IV. Documentación soporte de la solicitud de modificación;
V. Beneficios derivados de la modificación de los Planes de Exploración en términos
técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique, y
VI. La demás que el Asignatario considere necesario para que la Comisión emita el
dictamen respectivo.
Artículo 6. De la información en materia de Extracción. Para que la Comisión evalúe y
resuelva sobre la aprobación de los Planes de Desarrollo para la Extracción y de la modificación
de dichos planes, los Asignatarios deberán adjuntar a su solicitud, al menos, la siguiente
información:
A. Para la aprobación de nuevos Planes de desarrollo para la Extracción:
I. Datos generales:
a. Antecedentes históricos, dentro de los cuales se deberán incluir la fecha de
descubrimiento, principales características geológicas y de yacimientos, así
como fecha planeada de inicio de producción;
b. Asignación actual;
c. Ubicación geográfica;
d. Objetivo y alcance del Plan de Desarrollo para la Extracción, y
e. Beneficios esperados del Plan de Desarrollo para la Extracción en términos
técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique.
II. Descripción técnica del proyecto:
a. Caracterización estática de yacimientos: deberá incluir la descripción de la
columna geológica, modelo sedimentario, evaluación petrofísica y modelo
geológico integral, tectónica regional, geología estructural, modelo geocelular
integrado y cualquier otra información pertinente;
b. Caracterización dinámica de yacimientos: deberá incluir estudios de fluidos con
sus respectivos análisis de presión, volumen y temperatura (PVT), análisis
especiales de núcleos, pruebas de presión-producción, comportamiento de
pozo;
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c. Modelo de yacimientos: con base en la caracterización estática y dinámica de
yacimientos se deberá construir un modelo que permita reproducir y predecir el
comportamiento presión-producción del yacimiento, preferiblemente mediante
simulación numérica, o en su defecto detallar el modelo que se haya utilizado
para obtener los perfiles de producción futuros que sustenten la reserva y la
modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, y
d. Volúmenes y reservas a nivel de campo y yacimiento los volúmenes originales:
reservas certificadas y factores de recuperación a la fecha y finales, del Plan de
Desarrollo para la Extracción propuesto deberán presentar a nivel de campo y
yacimiento los volúmenes originales y a recuperar adicionales esperados, así
como los factores de recuperación asociados.
III. Principales alternativas de extracción analizadas:
a. Descripción de alternativas: metodología empleada para la identificación,
opciones técnicas y estrategias de ejecución, estimación de producción,
ingresos, inversión y costos, evaluación de alternativas, análisis de sensibilidad
y costos, y
b. Criterios para seleccionar la mejor alternativa (técnicos, económicos,
operativos).
IV. Estrategia de desarrollo y producción:
a. Descripción detallada del Plan de Desarrollo para la Extracción seleccionado,
como actividades de perforaciones, su localización, reparaciones, la
recuperación esperada, así como cualquier otro elemento considerado para el
Plan de Desarrollo para la Extracción;
b. Descripción general de las instalaciones para el manejo de producción que
incluya diagramas de las instalaciones de producción (pozos, baterías,
compresores, bombas, deshidratadoras) que se construirán, modificarán o
actualizarán, diagramas de tubería e instrumentación (DTI’s), diagramas de los
elementos primarios, secundarios, terciarios y su conexión con las instalaciones
de producción;
c. Manejo y aprovechamiento de gas, que deberá incluir:
i. El pronóstico de producción de gas asociado al aceite y la estimación de
Gas Natural adicional no producido en el Área de Asignación que se
requiera para la operación de los sistemas, ya sea por bombeo
neumático, inyección al yacimiento;
ii. El plan de acciones y programa de inversiones en instalaciones de
apoyo para el aprovechamiento, conservación, transferencia o bien
destrucción controlada del gas;
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iii. Un programa anual de mantenimiento de los equipos críticos para el
aprovechamiento de gas, y
iv. La meta de aprovechamiento de gas anual para todo el horizonte, la cual
estará conformada por el autoconsumo, uso en bombeo neumático,
conservación, transferencia, gas natural producido y gas natural no
producido pero utilizado en el Área de Asignación.
d. Mecanismos de Medición, describiendo detalladamente los sistemas de
medición correspondientes al Punto de Medición, considerando como tal el
definido por el artículo 3, fracción XVII de la Ley de Ingresos Sobre
Hidrocarburos, conforme a lo siguiente: i. Política de Medición del Asignatario;
ii. Programas de implementación de los mecanismos de medición. Para
ello, se presentará un cronograma de implementación de los
procedimientos, manuales, guías, organigramas, programas de
capacitación, entre otros, así como un programa referente a la
construcción, actualización y modificación de los sistemas de medición;
iii. Diagramas generales de instalaciones. Isométricos de la instalación de
producción, que incluye pozos, baterías, compresoras, bombas,
deshidratadoras, tanques de almacenamiento, ductos de recolección y
sus sistemas de medición, incluyendo su ubicación;
iv. Diagramas de los instrumentos de medición. Isométricos de los
instrumentos de medición que incluye su conexión con las instalaciones
de producción dentro del Área de Asignación;
v. Procedimientos:
v.1.Procedimientos de mantenimiento de los sistemas de medición
y sus instrumentos de medición;
v.2.Procedimientos para la confirmación metrológica;
v.3.Elementos que tendrán que ser consideradas para la
elaboración del balance de hidrocarburos, desde el cabezal de
los pozos y hasta el Punto de Medición;
v.4. Procedimientos para calibración de instrumentos de medición;
vi. Incertidumbre. Valor de incertidumbre existente en los sistemas de
medición;
vii. Programa de implementación de la Bitácora de Registro. Proyecto de
mecanismo por el cual se llevará a cabo el registro, control y evaluación
de las actividades relacionadas con la operación de los mecanismos de
medición;
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viii. Programa de auto verificación. Programa de actividades que llevarán a
cabo los Diagnosticadores internos de medición;
ix. Programa de auditorías externas;
x. Responsable Oficial. Datos del responsable de las actividades de los
mecanismos de medición en el área de Asignación;
xi. Competencias técnicas. Evidencias de competencias técnicas del
personal involucrado en la medición de hidrocarburos, incluyendo
certificados, evaluación de competencias y cursos, entre otros, y
xii. Costo-beneficio. El análisis del costo beneficio de los mecanismos de
medición, en función a las inversiones y costos de operación relativos a
la reducción o mantenimiento del valor de incertidumbres.
e. Recuperación primaria, secundaria y mejorada; se deberán mencionar y detallar
los principales mecanismos primarios de producción, así como los métodos de
recuperación secundaria y mejorada visualizados en el Plan de Desarrollo para
la Extracción, así como el sustento técnico para elegirlos;
f. Tecnologías a utilizar: incluir matriz de tecnologías para yacimientos, pozos,
instalaciones, mencionando el plazo, impacto y beneficios de aplicarse, y
g. Plan de abandono: la metodología para definición del programa y la estimación
de los costos para el taponamiento de pozos, la desincorporación de
infraestructura, remediación de suelos y de post-abandono del pozo.
V. Información económico financiera asociada al programa de desarrollo seleccionado:
a. Premisas económicas que permitan evaluar un proyecto de inversión para
actividades de Extracción de Hidrocarburos, tales como supuestos de precios
con sus ajustes por calidad y costos de transporte y tasa de descuento
considerada;
b. Indicadores económicos, tales como valor presente neto a favor del Asignatario,
valor presente de los ingresos del gobierno, valor presente de las inversiones,
montos de las inversiones por año, costos por barril, costo de perforación, costos
de abandono y tasa interna de retorno, y
c. Análisis de sensibilidad y riesgos.
VI. Documentación de capacidades operativas:
a. Capacidades técnicas: infraestructura tecnológica a utilizar: descripción de
tecnologías maduras, nuevas o emergentes y justificación para su aplicación;
b. Capacidades financieras: programa de inversión para llevar a cabo todas las
actividades descritas en el Plan de Desarrollo para la Extracción, y
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c. Capacidades de ejecución: recursos humanos especializados, organización y
conformación de equipos de trabajo.
VII. Información y métricas de desempeño, el cual deberá atender los formatos
establecidos en el Anexo 2 de los Lineamientos, los cuales contienen:
a. Ficha Técnica;
b. Producción;
c. Reservas;
d. Actividades;
e. Económico-Financiero;
f. Medición, y
g. Aprovechamiento de Gas.
VIII. Las demás que el Asignatario considere necesarias para que la Comisión evalúe y
resuelva sobre la aprobación de los Planes de Exploración.
B. Para los casos de modificaciones a los Planes de desarrollo para la Extracción vigentes, se
deberá presentar, además de lo señalado en las fracciones II, III, IV, V, VI y VIII del apartado A
del presente artículo, lo siguiente:
I. Datos generales:
a. Antecedentes históricos, dentro de los cuales se deberán incluir la fecha de
descubrimiento, principales características geológicas y de yacimientos, fecha
de inicio de producción, perfil histórico de producción de todos los fluidos del
campo y yacimientos (aceite, gas y agua) así como de histórico de presión,
evolución de reservas, técnicas de recuperación incremental implementadas,
principales inversiones y análisis económico;
b. Asignación actual y, en su caso, propuesta de modificación; mencionar los
campos que están dentro del Área de Asignación y los campos que se
consideran en la modificación. Respecto a la Asignación actual, mencionar a
nivel de campo y yacimiento, las producciones acumuladas, producciones
promedio y factores de recuperación finales, estado de los pozos perforados y
terminados, así como el estado de las instalaciones para el proceso y manejo
de la producción;
c. Ubicación geográfica, en el cual se pueda distinguir y comparar el Área de
Asignación actual con la propuesta de modificación, dicho mapa deberá incluir,
de ser posible, los contornos del campo o campos incluidos en dicha Asignación,
así como la extensión y coordenadas de los mismos;
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d. Objetivo y alcance del Plan de Desarrollo para la Extracción;
e. Razón por la cual se originó la modificación propuesta, y
f. Beneficios derivados de la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción
en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique.
II. Comparativo de información y métricas de desempeño, el cual deberá atender los
formatos establecidos en el Anexo 2 de los Lineamientos, los cuales contienen:
a. Ficha Técnica;
b. Producción;
c. Reservas;
d. Actividades;
e. Económico-Financiero;
f. Medición, y
g. Aprovechamiento de Gas.
Capítulo III
Del procedimiento para la aprobación de planes y de su modificación
Artículo 7. Del inicio del procedimiento. El procedimiento de evaluación y dictamen de un
Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, o de su modificación, inicia con la
solicitud de aprobación que presente el Asignatario a la Comisión.
Artículo 8. Etapas del procedimiento. Previo a la emisión de un dictamen para la
aprobación de un Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, o de la modificación
de dicho Plan, la Comisión llevará a cabo lo siguiente:
I. Verificación de suficiencia de información;
II. Evaluación del Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, y
III. Emisión del dictamen técnico respectivo.
Artículo 9. Verificación de suficiencia de la información. En esta etapa la Comisión
revisará y verificará que la solicitud presentada por los Asignatarios contenga los documentos
solicitados en los artículos 4 y 5 o 6 de los presentes Lineamientos, según corresponda.
Artículo 10. Prevención. En el supuesto de que el Asignatario no hubiere entregado la
información requerida en los presentes Lineamientos de forma completa y a entera satisfacción
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de la Comisión, la Comisión prevendrá al Asignatario por única ocasión para que en el término
de 15 días hábiles contados a partir de que surta efectos la notificación respectiva, presente la
documentación y/o información faltante.
En caso de que la Comisión prevenga al Asignatario, el plazo para emitir el dictamen técnico se
suspenderá y se reanudará a partir del día hábil inmediato siguiente a aquel en el que el
Asignatario conteste. Lo anterior, de conformidad con el artículo 17-A, último párrafo de la Ley
Federal de Procedimiento Administrativo.
Artículo 11. Evaluación de los Planes de Exploración o de Desarrollo para la
Extracción. Una vez que la Comisión cuente con toda la información a que hace referencia los
artículos 4 y 5 o 6 de los presentes Lineamientos, según sea el caso, la Comisión llevará a cabo
la evaluación correspondiente.
Durante la presente etapa, la Comisión podrá solicitar aclaraciones o ampliaciones de la
información previamente otorgada por el Asignatario.
Asimismo, podrá solicitar información adicional para verificar o hacer comparativos de la
información contemplada en los artículos 4 y 5 o 6 de los presentes Lineamientos.
Lo anterior, atendiendo a los principios de economía, eficacia, celeridad y buena fe que rigen la
actuación administrativa, en virtud de que mediante dichas aclaraciones la Comisión contará
con mayores elementos para emitir su dictamen.
Artículo 12. Emisión del dictamen técnico. La Comisión emitirá el dictamen técnico
respecto de la aprobación del Plan de Exploración o de desarrollo para la Extracción y sus
respectivas modificaciones en un plazo que no excederá de 120 días naturales contados a partir
que se cuente con suficiencia documental en términos de los presentes Lineamientos.
Artículo 13. De la afirmativa ficta. De conformidad con el artículo 44, tercer párrafo, de la
Ley, en el supuesto de que la Comisión no se pronuncie respecto de la solicitud de la aprobación
de los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción en el plazo referido, dicha
solicitud se entenderá en sentido favorable.
Artículo 14. Causales de desechamiento. La solicitud presentada por el Asignatario podrá
ser desechada por la Comisión sólo en el caso de que no sea desahogada en tiempo y forma
la prevención referida en el artículo 10 de los presentes Lineamientos.
Artículo 15. De las modificaciones a los planes aprobados. Los Asignatarios podrán
solicitar modificaciones a los Planes de Exploración o de Desarrollo para la Extracción
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aprobados en términos de los presentes Lineamientos. Dicha solicitud deberá contener al
menos lo siguiente:
I. Apartado del Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción vigente, respecto
del cual se solicita la modificación;
II. Justificación de la modificación;
III. Sustento documental de la modificación;
IV. Documentación soporte de la solicitud de modificación de conformidad con lo solicitado
en los artículos 5 y 6 de los presentes Lineamientos;
V. Beneficios derivados de la modificación de los Planes de Exploración o de Desarrollo
para la Extracción en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se
identifique, y
VI. La demás que el Asignatario considere necesario para que la Comisión emita el
dictamen respectivo.
Artículo 16. Del procedimiento de aprobación de la modificación. La Comisión evaluará
y resolverá la aprobación de la modificación al Plan de Exploración o al Plan de Desarrollo para
la Extracción en un plazo no mayor a 60 días naturales conforme al procedimiento establecido
en el presente Capítulo.
Capítulo IV
De la Evaluación y emisión del dictamen
Artículo 17. Aspectos a evaluar. Los Planes de Exploración o de Desarrollo para la
Extracción serán evaluados para determinar si son acordes con las características del Área de
Asignación que se esté analizando.
Entre los principales aspectos que evaluará la Comisión se encuentran la generación de un
mayor beneficio para el Estado y en su caso, los comparativos de los indicadores clave entre el
plan vigente y la propuesta de modificación.
Asimismo, se tomarán en consideración los siguientes criterios:
I. En relación con el Plan de Exploración:
a. Exploración eficiente de la Asignación, considerando actividades, metas
exploratorias, tiempos y las inversiones a erogar;
b. La observancia de las mejores prácticas en la industria petrolera a nivel
internacional, para todas las etapas del proceso exploratorio, tomando en
consideración la utilización de tecnologías reconocidas por su capacidad de
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resolución y de predicción. Lo anterior con la finalidad de reducir en lo posible la
incertidumbre geológica;
c. La incorporación de Reservas y la delimitación del Área de Asignación;
d. Evaluación integrada de capacidades técnicas, financieras y de ejecución, y
e. Evaluación de la suficiencia y consistencia de la información contenida en el
Plan de Exploración.
II. En relación con el Plan de Desarrollo para la Extracción:
a. Análisis de los diversos escenarios posibles desde el punto de vista técnico y
económico;
b. Escenario ganador;
c. La tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de
recuperación, en condiciones económicamente viables;
d. El programa de aprovechamiento de Gas Natural, el cual deberá cumplir con lo
establecido en la regulación vigente;
e. Los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos en los términos
de la regulación vigente, y
f. Evaluación de la suficiencia y consistencia de la información contenida en el
Plan de Extracción.
Artículo 18. Del contenido del dictamen. Los dictámenes de la Comisión contendrán al
menos, los siguientes elementos:
I. Elementos generales del plan analizado por parte de la Comisión;
II. En el caso de Planes de Exploración, análisis y comentarios a las:
a. Actividades programadas;
b. Inversiones programadas en el proyecto;
c. Indicadores de valor del Plan de Exploración, y
d. Pronósticos de incorporación de reservas.
III. En el caso de Planes de Desarrollo para la Extracción, análisis y comentarios
respecto de:
a. Actividades programadas;
b. Inversiones programadas en el proyecto;
c. Perfiles de producción de aceite y gas;
d. Rentabilidad;
e. Aprobación de los mecanismos de medición;
f. Establecimiento del Punto de Medición;
g. Definición de los límites entre las instalaciones de recolección y su incorporación
al sistema de transporte y almacenamiento;
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h. Definición de auditorías externas en materia de medición de hidrocarburos y su
frecuencia;
i. La evaluación del programa de aprovechamiento del Gas Natural, y
j. Indicadores de valor del Plan de Extracción.
IV. Resultado de la evaluación y determinación de la Comisión, y
V. Los demás que considere necesarios la Comisión, derivado de la evaluación
realizada.
Artículo 19. Seguridad industrial y medio ambiente. El dictamen que emita la Comisión
se realizará sin perjuicio de las disposiciones que el Asignatario deba cumplir en materia de
seguridad industrial y protección al medio ambiente, ante las autoridades competentes.
Capítulo V
Del pago por aprovechamientos
Artículo 20. Del pago. Previo a la solicitud de aprobación que presenten los Asignatarios,
se deberá llevar a cabo el pago correspondiente por concepto de aprovechamientos,
autorizados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
Artículo 21. Del comprobante de pago. El comprobante de pago deberá remitirse a la
Comisión junto con la solicitud y documentación a que hace referencia los presentes
Lineamientos.
TRANSITORIOS
PRIMERO. Los presentes Lineamientos entrarán en vigor al día siguiente de su notificación a
Petróleos Mexicanos a través de Pemex-Exploración y Producción.
SEGUNDO. Se abroga la Resolución CNH.06.002/09, por la que la Comisión Nacional de
Hidrocarburos da a conocer los Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de
Exploración y Explotación de Hidrocarburos y su Dictaminación, aprobada el 12 de noviembre
de 2009, así como sus modificaciones.
TERCERO. Para efecto del dictamen del Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente
a las asignaciones cuya nomenclatura inicie con el prefijo “AR-“ no serán aplicables los artículos
5 y 6 de los presentes Lineamientos.
COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
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CUARTO. La Comisión notificará a los Asignatarios los montos correspondientes y la forma de
realizar los respectivos pagos.
México, Distrito Federal, a 13 de marzo de 2015.
COMISIONADOS DE LA COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
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JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA
COMISIONADO PRESIDENTE
ALMA AMÉRICA PORRES LUNA
NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO
HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX