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Titulo
Libro Blanco
CEE Ek Balam
(Contrato de Extracción
Ek-Balam)
Periodo: 2012-2018
Dirección General de Pemex Exploración y Producción
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ÍNDICE
I. Presentación ................................................................................................ 3
II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco ......................................... 18
III. Antecedentes ........................................................................................... 20
IV. Marco normativo aplicable a las acciones realizadas durante la
ejecución del proyecto .................................................................................. 22
V. Vinculación del proyecto con el Plan Nacional de Desarrollo y programas
sectoriales. .................................................................................................... 30
VI. Síntesis ejecutiva del proyecto................................................................ 34
VII. Acciones realizadas ................................................................................ 38
VIII. Seguimiento y control ........................................................................... 51
IX. Resultados y beneficios alcanzados e impactos identificados ................ 65
X. Resumen ejecutivo del informe final del servidor público responsable de
la ejecución del proyecto .............................................................................. 70
XI. Anexos ..................................................................................................... 71
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I. Presentación
La integración del presente Libro Blanco constituye un ejercicio de
evaluación, tomando como base el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2013‐
2018, en el Programa Sectorial de Energía (PROSENER), para los mismos años,
vinculado con los programas institucionales denominado plan de negocios de
Petróleos Mexicanos (Pemex), que tiene como eje rector la rentabilidad, así
este proyecto contribuye a que, como empresa productiva del estado que
está en transición, se tengan precios regulados y garantía de abasto que
permita determinar los avances y resultados, de acuerdo con los
compromisos que se establecieron.
En el mismo contexto, identificar las áreas de oportunidad para los últimos
meses de esta administración, además de preparar el ejercicio de
transparencia y rendición de cuentas, por conclusión de las tareas a cargo del
presente gobierno federal, que tiene como objetivo dejar evidencia
documental de las acciones realizadas durante su gestión, tomando como
base el contrato CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017.
El documento, establece una síntesis puntual de los compromisos y los logros
obtenidos, así como las asignaturas pendientes, el ejercicio transparente de
los recursos asignados y ejercidos, dejando sentadas las bases para la
continuidad de las acciones y proyectos en beneficio de la sociedad mexicana.
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NOMBRE DEL PROYECTO
Contrato para la Extracción de
Hidrocarburos bajo la Modalidad de
Producción Compartida (Aguas Someras)
entre la Comisión Nacional de
Hidrocarburos y Pemex Exploración y
Producción (Área Contractual Ek‐Balam).
Contrato identificado con el No. CNH‐M1‐
EK‐BALAM/2017 (Anexo 2).
OBJETIVO DEL PROYECTO
La realización de las actividades
petroleras, bajo la modalidad de
contratación de producción compartida,
por parte del Contratista dentro del Área
Contractual, a su exclusivo costo y riesgo,
de conformidad con la normatividad
aplicable, las mejores prácticas de la
industria y los términos y condiciones del
Contrato para la Extracción de
Hidrocarburos bajo la modalidad de
Producción Compartida (Aguas Someras)
entre la Comisión Nacional de
Hidrocarburos (CNH) y Pemex Exploración
y Producción (PEP), contrato identificado
con el número CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017.
PERIODO DE VIGENCIA
Del 02 de mayo de 2017 al 31 de
diciembre de 2018.
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El Área Contractual Ek‐Balam, tiene como
yacimientos productores de aceite a las
formaciones Brecha Cretácico Superior
(BKS) y Jurásico Superior Oxfordiano
(JSO), se localizan en aguas territoriales
del Golfo de México a 95 Kilómetros al
Noroeste de Ciudad del Carmen,
Campeche, como se muestra en la Figura
1 comprendidas dentro de la Subdirección
de Producción Bloques Aguas Someras
AS01. El Área Contractual Ek‐Balam tiene
una extensión de 63 kilómetros
cuadrados y tirantes de agua entre 50 y 55
metros.
Figura 1. Ubicación Geográfica del Área Contractual Ek‐Balam.
Fuente de información: Plan de Desarrollo del Activo Integral de Producción Bloque AS01‐01
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Figura 2. Polígono del Área Contractual Ek‐Balam.
Fuente: Pemex Subdirección de Producción
Figura 3. Mapa de la cima de formación JSO del Área Contractual Ek‐Balam.
Fuente de información: Plan de Desarrollo del Activo Integral de Producción Bloque AS01‐01
Figura 4. Mapa de la cima de formación BKS del Área Contractual Ek‐Balam.
Fuente de información: Plan de Desarrollo del Activo Integral de Producción Bloque AS01‐01
PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS
El Área Contractual Ek‐Balam se
encuentra en aguas territoriales del Golfo
de México en la Cuenca Pilar Reforma‐
Akal; la estructura está definida por un
anticlinal alargado con dirección NW‐SE,
que en su porción central registra una
intrusión por un emplazamiento salino a
nivel del JSO. El Área Contractual Ek‐
Balam tiene yacimientos productores de
aceite en las formaciones Brecha del
Cretácico Superior (BKS) y Arenas del
Jurásico Superior Oxfordiano (JSO). El área
cuenta con un tirante de agua que varía
entre 50‐55 metros.
La columna estratigráfica del área está
conformada con los Periodos Jurásico,
Cretáceo y Terciario con las siguientes
características: las rocas depositadas en el
Jurásico corresponden a presencia de sal,
arenas (principalmente de cuarzo),
anhidritas, paquetes de rocas terrígenas y
rocas carbonatadas intercaladas arcillas
esquistosas o mudstone y lutitas
calcáreas, en esta secuencia se ubican las
principales rocas generadoras de
hidrocarburos en el Golfo de México. El
Cretácico está representado por rocas
calcáreas, dolomitizadas y en la porción
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más temprana por brechas calcáreas que
trasgreden hasta la Base del Terciario,
dentro del Paleoceno. La secuencia
Terciaria es de características terrígenas y
llega a contener calcarenitas, los
sedimentos finos están conformados por
lutitas, lutitas bentoníticas y arcillas
esquistosas (Ver Figura 5).
Figura 5. Ubicación del Área Contractual Ek‐Balam en el contexto regional y columna estratigráfica.
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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YACIMIENTO BRECHA CRETÁCICO SUPERIOR
La formación productora BKS, comprenden rocas del Cretácico Superior; compuestas por
brechas dolomitizadas naturalmente fracturadas. Las características texturales que
presentan corresponden a un depósito de escombros constituido por clastos provenientes
de facies de plataforma inferior, de borde de plataforma (miliólidos, caprínidos y rudistas)
depositados sobre el talud y al pie del talud de la plataforma de Yucatán, la cual se
encuentra a una decena de kilómetros al oriente del Área Contractual Ek‐Balam.
Regionalmente, presenta una geometría lenticular disminuyendo su espesor hacia el oeste
de la plataforma de Yucatán, su distribución es amplia estando presente en todos los
campos de la Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01 (Ver Figura 6).
Figura 6. Modelo sedimentológico para el depósito del BKS.
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Las características petrofísicas de la formación BKS están dominadas por la relación entre
los diferentes sistemas porosos existentes en la misma (Matriz, Vúgulos y Fracturas)
logrando sintetizarse los mismos como: de Primer Medio‐Matriz y de Segundo Medio‐
Vúgulos y Fracturas, fungiendo como principal sistema almacenador la porosidad y como
sistema de transporte las fracturas (Ver Figura 7).
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Figura 7. Mapa estructural y evaluación petrofísica para el yacimiento BKS, en los campos Ek y Balam.
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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YACIMIENTO JURÁSICO SUPERIOR OXFORDIANO JSO
Su edad se determinó por posición estratigráfica, corresponde a una secuencia de arenas
de cuarzo de color café a café claro por impregnación de petróleo, feldespato blanco de
aspecto sacaroso con granos de tamaño fino y medio a grueso, redondeados a sub‐
redondeados, regularmente seleccionada, pobremente cementadas con cemento de
carbonato o anhidrita, con buena porosidad intergranular, los espesores del yacimiento JSO
varían de 50 a 150 metros. El estudio de las arenas del Oxfordiano definió cinco
subunidades, esta determinación se realizó con base en los resultados de las evaluaciones
petrofísicas, análisis de tipo de roca y análisis de radio de garganta de poro, cotejados con
los estudios de los núcleos existentes. Estas unidades son de cima a base: U1, U2, U3, U4 y
U5. Se generaron litofacies en cada una de las subunidades mediante sistemas de redes
neurales, ajustadas y caracterizadas con datos de análisis de núcleos y muestras de canal;
de este análisis y del estudio de sedimentología se determinó, que esta secuencia de arenas
corresponde a arenas de tipo eólico. En la Figura 8 se presenta el mapa estructural de la
configuración de los yacimientos correspondientes a JSO de los campos Ek y Balam, al igual
que la BKS se visualiza una estructura anticlinal con orientación NW‐SE. El modelo
petrofísico se construyó a partir de registros geofísicos básicos y especiales de los pozos
perforados en el yacimiento, calibrado con datos de laboratorio obtenidos de los núcleos
recuperados en ambos pozos. De estos se obtuvieron propiedades promedio como lo son,
porosidad 23‐24%, saturación de agua de 11‐15%, y permeabilidad de 400‐800 mD.
Los datos de laboratorio consideran análisis de porosidad, permeabilidad, granulométricos,
rayos gamma, difracción de rayos x, inyección de mercurio, propiedades eléctricas,
descripciones petrográficas y estudios de permeabilidad.
El yacimiento JSO corresponde a una formación de arenas poco consolidadas con porosidad
primaria intergranular, predominando el cuarzo, en menor proporción feldespatos,
fragmentos líticos y muy bajo contenido de arcilla; las evaluaciones petrofísicas se
efectuaron utilizando registros geofísicos de agujero descubierto. (Ver Figura 8).
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Figura 8. Mapa estructural y evaluación petrofísica para el yacimiento JSO.
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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En la tabla 1 se muestran las generalidades de los campos Ek y Balam, donde se incluyen
desde las características de cada uno de los yacimientos; como marco geológico,
propiedades petrofísicas, propiedades de los fluidos, propiedades del yacimiento y métodos
de extracción.
Tabla 1. Datos generales de los campos por yacimiento.
CAMPOS EK Y BALAM
Características generales Ek/Balam BKS Ek/Balam JSO
Área (km²) 9.97 / 4 6.83 / 12.16
Año de descubrimiento (aa) 1980/2007 1991/1992
Fecha de inicio de explotación (aa) 2005/2007 1991/1993
Profundidad promedio (mvbnm) 3,000/3,050 4,360/4,540
Elevación o tirante de agua (m) 55/55 55/55
Pozos
Número y tipo de pozos perforados (núm.) EK EK
5 Total/2 Verticales/2
Desviados/1 Horizontal
18 Total/3 Verticales/14
Desviado/1 Horizontal
BALAM BALAM
2 Total/ 1 Vertical/1
Desviado
19 Total/4 Verticales/13
Desviados/1 Horizontal/1
Inyector
Estado actual de pozos
Productores 13 / 1 0 / 6
Inyectores 0 / 0 0 / 1
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CAMPOS EK Y BALAM
Características generales Ek/Balam BKS Ek/Balam JSO
Taponados 2 / 0 1 / 3
Cerrado con posibilidades 2 / 2 3 / 4
Cerrado con sin posibilidades 2 / 3 0 / 1
Tipo de sistemas artificiales de producción BEC BEC
Marco Geológico
Era, periodo y época Mesozoico/Cretáceo/Sup
erior
Mesozoico/Jurásico/Sup
erior
Cuenca Pilar‐Reforma‐Akal Pilar‐Reforma‐Akal
Play Cretáceo Jurásico
Régimen tectónico Salino Salino
Ambiente de depósito Flujos de Talud Eólico
Litología almacén Brechas (calizas
Dolomitizadas)
Arenas
Propiedades petrofísicas
Mineralogía (%) 24 Calcita/73 Dolomita/3
Arcilla
85 Cuarzo/10
Feldespato/5 Arcilla
Saturaciones (%) 25/45 15/11
(Especificar tipo de saturación como inicial,
irreductible, de agua, gas, aceite, etc.)
De agua total De agua total
Porosidad y tipo (%) 8/10 Secundaria 23/24 Primaria
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CAMPOS EK Y BALAM
Características generales Ek/Balam BKS Ek/Balam JSO
Permeabilidad (mD) 2,000/1,000 absoluta 400/800 absoluta
(Especificar tipo como absoluta, vertical,
horizontal, etc.)
Espesor neto y bruto promedio (m) 177/22 y 208/42 67/93 y 72/96
Relación de espesor neto/bruto (m/m) 0.80/0.50 0.94/0.98
Propiedades de los fluidos
Tipo de hidrocarburos Aceite negro Aceite negro
Densidad del aceite (°API) 12 27
(a condiciones de yacimiento y de superficie)
Viscosidad (cp) 48.14/7052 y 48.14/N/D 4.14/73.94 y 3.22 /36.46
(a condiciones de yacimiento y de superficie)
Relación gas – aceite inicial y actual (m3/m3) 11.15/11.15 43.39/43.39 y 52.77/
52.77
Bo inicial / actual (m3@cy/m3@cs) 1.07 / 1.07 1.14/ B1=1.17 B2=1.19 y
1.21 / 1.27
Calidad y contenido de azufre (%) 0.132 y 4.47 0 y 2.3
Presión de saturación (kg/cm²) 27.6 72 y 115
Factor de conversión gas a líquido (mpc/b) 5.078 y 5.184 5.078 y 5.184
Poder calorífico del gas (BTU) 1,139 1,389.17 y 1,323
Propiedades del yacimiento
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CAMPOS EK Y BALAM
Características generales Ek/Balam BKS Ek/Balam JSO
Temperatura (°C) 100 120 y 108
Presión inicial (kg/cm²) 305 565 y 581
Presión actual (kg/cm²) 282 y 297 B1=329 / B2=165 y 246
Mecanismos de empuje principal y secundario Empuje hidráulico Expansión roca – fluido
Extracción
Métodos de recuperación secundaria N/A Inyección de agua por
implementar / Inyección
de agua
Métodos de recuperación mejorada N/A N/A
Gastos actuales (bd) 16,200 y 500 0 y 15,533
Gastos máximos (mbd) y fecha de observación
(mm‐aa)
55.8 MPB @ Oct‐2013 /
7.91 @ Oct‐2008
32 MPB @ Mar‐1994
Corte de agua (%) 63.98 y 73.91 0 y 9.17
@Pb: condiciones de punto de burbuja N/A: No aplica
@cy: condiciones de yacimiento N/D: No definido
@cs: condiciones estándar Actualización: Mayo ‐
2017
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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RESERVAS DE HIDROCARBUROS
El Área Contractual Ek‐Balam tuvo una producción acumulada al 31 diciembre del año 2016
de 292.97 MMbls de aceite y 45.52 MMMpc de gas natural. La producción promedio del
mismo año, fue del orden de 42.78 Mbd de aceite y 6.4 MMpcd de gas natural.
Las reservas remanentes 2P certificadas al 01 de enero del año 2017 fueron de 480.58
MMbls de Aceite y 125.91 MMMpc. En las tablas 2 y 3 se muestran las reservas certificadas
para los campos Ek y Balam.
Tabla 2. Reservas certificadas del campo Balam
Campo
Volumen Original
Categoría
de Reservas
Factor de
Recuperación Reserva Remanente
Producción
Acumulada
Aceite
MMbls
Gas
Natural
MMMpc
Aceite
% Gas%
Aceite
MMbls
Gas
Natural
MMMpc
Condens
ado
MMbls
PCE
MMbl
s
Aceite
MMbl
s
Gas
Natural
MMMpc
Balam
1,018.64 257.60 1P 13.00 11.81 82.33 23.76 0.49 87.80
132.47 30.43
1,127.91 262.58 2P=3P 11.74 11.59 305.30 88.76 1.82 325.75
Reservas al 1 de enero del 2017
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Tabla 3. Reservas certificadas del campo Ek
Campo Volumen Original Categoría
de
Reservas
Factor de
Recuperación
Reserva Remanente Producción
Acumulada
Aceite
MMbls
Gas
Natural
MMMpc
Aceite
%
Gas
%
Aceite
MMbls
Gas
Natural
MMMpc
Condensado
MMbls
PCE
MMbls
Aceite
MMbls
Gas
Natural
MMMpc
Ek 1,017.56 130.71 1P 15.77 11.54 89.02 16.14 0.32 92.81 160.50 15.09
1,017.56 130.71 2P=3P 15.77 11.54 175.28 37.16 0.74 183.99
Reservas al 1 de enero del 2017
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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UNIDADES ADMINISTRATIVAS PARTICIPANTES
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01.
Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones.
Subdirección de Administración del Portafolio de Exploración y Producción.
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II. Fundamento legal y objetivo del Libro Blanco
FUNDAMENTO LEGAL
Como parte de la Entrega‐Recepción Institucional y Rendición de Cuentas
2012‐2018 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la normatividad
aplicable para Libros Blancos como parte de dicho proceso:
Acuerdo publicado el 6 de julio de 2017 por el que se establecen las bases
generales para la rendición de cuentas de la Administración Pública
Federal y para realizar la entrega‐recepción de los asuntos a cargo de los
servidores públicos y de los recursos que tengan asignados al momento
de separarse de su empleo, cargo o comisión.
Acuerdo publicado el 24 de julio de 2017 por el que se establecen los
Lineamientos Generales para la regulación de los procesos de entrega‐
recepción y de rendición de cuentas de la Administración Pública Federal.
Acuerdo publicado el 5 de diciembre de 2017 que reforma el diverso por
el que se establecen los Lineamientos Generales para la regulación de los
procesos de entrega‐recepción y de rendición de cuentas de la
Administración Pública Federal.
Manual Ejecutivo para la Entrega‐Recepción y Rendición de Cuentas
2012‐2018, emitido por la Secretaría de la Función Pública en noviembre
de 2017, que establece las recomendaciones que deben tener presentes
todas las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal,
la Procuraduría General de la República y las empresas productivas del
Estado para el cierre y la entrega de la Administración Pública Federal
2012‐2018.
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Acuerdo CA‐148/2017 del Consejo de Administración de Pemex sostenido en la Sesión
924 Extraordinaria celebrada el 13 de diciembre de 2017, donde se aprobó la
elaboración de los Libros Blancos que Pemex realizará para el cierre de la Administración
2012‐2018.
Acuerdo CA‐131/2018 del Consejo de Administración de Pemex sostenido en la Sesión
930 Extraordinaria celebrada el 30 de agosto de 2018, donde se actualizó la relación de
Libros Blancos y de Memorias Documentales de Pemex propuestas para el cierre de la
Administración 2012‐2018.
OBJETIVO DEL LIBRO BLANCO
El objetivo del presente libro es dejar constancia de las acciones conceptuales, legales,
presupuestales, administrativas, operativas y de seguimiento del proyecto CEE EK‐BALAM,
para dar mayor claridad, objetividad y transparencia en la aplicación de recursos destinados
para el mismo, durante esta administración.
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III. Antecedentes
El 13 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (SENER) otorgó a PEP las
asignaciones A‐0120‐Campo Ek y A‐0039‐Campo Balam. Dichos títulos fueron
modificados el 17 de agosto de 2015 para ajustar el área y la actividad física
quedando dichos títulos como A‐0120‐M‐Campo Ek y A‐0039‐M‐Campo
Balam, para realizar actividades de Extracción de Hidrocarburos, en términos
del procedimiento establecido en el Transitorio Sexto del Decreto por el que
se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de
los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía.
El 27 de marzo de 2015, PEP solicitó la migración de la asignación A‐0120‐M‐
Campo Ek a PEP el contrato para la Extracción de Hidrocarburos. El 28 de
agosto de 2015 y 21 de junio de 2016, solicitó la migración de la asignación
A‐0039‐M‐Campo Balam y su integración a la solicitud de migración del
campo Ek.
Toda vez que la solicitud referida en los párrafos que anteceden cumplió con
los requisitos de los artículos 12 de la Ley de Hidrocarburos, así como 29, 30
y 31 del Reglamento de la Ley de hidrocarburos, las asignaciones A‐0120‐M‐
Campo Ek y A‐0039‐M‐Campo Balam resultaron viables para migrar a un
Contrato para la Extracción de Hidrocarburos.
El 30 de noviembre de 2016, el Órgano de Gobierno de la CNH, mediante la
Resolución CNH.E.70.001/16, aprobó el plan provisional derivado del
proceso de migración de las Asignaciones a un solo Contrato.
Lo anterior, toda vez que dicho plan resulta viable para dar continuidad
operativa de producción al área de las Asignaciones motivo de la migración
y tendrá una duración de un año, a partir de la suscripción del Contrato.
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El 13 de enero de 2017, mediante oficio 500.011/2017, la SENER remitió a la CNH la
información necesaria para la suscripción del Contrato, derivado del procedimiento de
migración realizado en términos de lo establecido en la Ley de Hidrocarburos y su
Reglamento. Dentro de la información antes referida, se remitió el contenido y las cláusulas
del Contrato y se estableció que el mismo sería bajo la modalidad de producción
compartida.
El 02 de mayo de 2017, la CNH, en nombre y representación del Estado Mexicano y PEP,
celebraron el Contrato, No. CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017, derivado del procedimiento de
migración de las Asignaciones A‐0120‐M‐Campo Ek y A‐0039‐M‐Campo Balam.
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IV. Marco normativo aplicable a las acciones realizadas durante la ejecución del proyecto
CONSTITUCIÓN
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
TRATADOS INTERNACIONALES, DE OBSERVANCIA PARA LA EMPRESA EN ACTIVIDADES DE IMPACTO TRANSFRONTERIZO
Tratado de Libre Comercio de América del Norte. Capítulo X Compras del
Sector Público.
Decreto que promulga el Protocolo de Kioto de la Convención Marco de
las Naciones Unidas.
Convenio Internacional para la Prevención de la Polución de las Aguas del
Mar por Hidrocarburos.
LEYES
Ley Federal de Responsabilidades Administrativas de los Servidores
Públicos.
Ley General de Bienes Nacionales.
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Ley Federal de Procedimiento Administrativo.
Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental.
Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
Ley Federal de Derechos.
Ley Federal de Responsabilidad Ambiental.
Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del
Sector Hidrocarburos.
Ley Federal de Archivos.
Código Fiscal de la Federación.
Ley Federal para Prevenir y Sancionar los Delitos Cometidos en Materia de
Hidrocarburos.
Ley General para la Prevención y Gestión Integral de Residuos.
Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2016.
Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.
Ley de Petróleos Mexicanos.
Ley Para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la
Transición Energética.
Ley Para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía.
Ley de la Comisión Reguladora de Energía.
Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Ley de la Propiedad Industrial.
Ley Minera.
Código Penal Federal.
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Ley de Expropiación.
Ley de Navegación y Comercio Marítimos.
Ley de Asociaciones Público‐Privadas.
Ley Federal Anticorrupción en Contrataciones Públicas.
Ley Federal de Responsabilidad Ambiental.
Ley de Inversión Extranjera.
Ley de Hidrocarburos.
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.
REGLAMENTOS Y LINEAMIENTOS, QUE NORMAN ASPECTOS PUNTUALES DE DIVERSAS ACTIVIDADES DE LA EMPRESA
Reglamento Interior de la Secretaría de Energía.
Reglamento del Instituto de Administración y Avalúos de Bienes Nacionales.
Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.
Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.
Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo.
Reglamento de Gas Natural.
Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en
Materia de Áreas Naturales Protegidas.
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en
Materia de Autorregulación y Auditorías Ambientales.
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Reglamento de la Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en
Materia de Evaluación del Impacto Ambiental.
Reglamento de la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos.
Reglamento para la Protección del Ambiente contra la Contaminación originada por la
Emisión del Ruido.
Reglamento para el Transporte Terrestre de Materiales y Residuos Peligrosos.
Reglamento para Prevenir y controlar la Contaminación del Mar por Vertimiento de
Desechos y otras Materias.
Reglamento de Trabajos Petroleros.
Reglamento de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública
Gubernamental.
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en
Materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera.
Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en
Materia de Ordenamiento Ecológico.
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente en
Materia de Registro de Emisiones y Transferencia de Contaminantes.
Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente para la
Prevención y Control de la Contaminación Generada por los Vehículos Automotores que
circulan para el Distrito Federal y los Municipios de su zona conurbada.
Reglamento de la Ley de Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.
Reglamento Personal de Confianza.
Reglamento de la Ley del Servicio Profesional de Carrera en la Administración Pública
Federal.
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Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el
Financiamiento de la Transición Energética.
Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos.
Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía.
Reglamento del Código Fiscal de la Federación.
Reglamento de la Ley de Asociaciones Público y Privadas.
Reglamento de la Ley de la Propiedad Industrial.
Criterio en torno a si los Servidores Públicos que Ingresan por primera vez a la
Administración Pública Federal durante los Cinco Primeros Meses del Año de que se
trate, además de Presentar Declaración Inicial de Situación Patrimonial, deben de
Presentar la de Modificación.
Lineamientos para la integración y el funcionamiento de los Comités de Auditoría
Independientes en Petróleos Mexicanos, en la Comisión Federal de Electricidad y en Luz
y Fuerza del Centro.
Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos
subsidiarios en la elaboración y ejecución del programa para incrementar su eficiencia
operativa a que se refiere el artículo noveno transitorio del Decreto por el que se
reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos en materia
de hidrocarburos, publicado el 1 de octubre de 2007.
Lineamientos a que debe sujetarse Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios
en la entrega de información a la Secretaría de Energía, relativa a los indicadores a que
se refiere el artículo Noveno Transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan
diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en 1 de octubre de
2007.
P á g i n a | 2 7
Lineamientos para la elaboración de los Programas de Mejora Regulatoria 2009‐2010;
calendario de presentación y reportes periódicos de avances, de las dependencias y
entidades de la Administración Pública Federal.
Lineamientos para la Elaboración de Versiones Públicas, por Parte de las Dependencias
y Entidades de la Administración Pública Federal.
Lineamientos que Deberán Observar las Dependencias y Entidades de la Administración
Pública Federal en el Envío, Recepción y Trámite de las Consultas, Informes,
Resoluciones, Criterios, Notificaciones y Cualquier otra Comunicación que Establezcan
con el Instituto Federal de Acceso a la Información Pública.
Reglamento de la Ley Federal de Archivos.
Reglamento de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.
Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al
Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.
Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.
Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de
Hidrocarburos.
Reglamento de la Ley Minera.
Reglamento de la Ley de Inversión Extranjera y del Registro Nacional de Inversiones
Extranjeras.
NORMATIVIDAD INTERNA APLICABLE A LA ORGANIZACIÓN OPERATIVA
Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos.
Estatuto Orgánico de Pemex Exploración y Producción.
Bases para Regular el Proceso de Organización en Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
P á g i n a | 2 8
Bases para el Funcionamiento de los Servicios de Información Operativa de Recursos
Humanos.
Bases para la Elaboración y Registro de Manuales de Organización.
Políticas y Lineamientos del Proceso Regulatorio en Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
Políticas Generales en Materia de Presupuesto para Petróleos Mexicanos y sus
Empresas Productivas Subsidiarias.
Políticas y Lineamientos para Apoyar la Formación de Estudiantes y Egresados de
Carreras Profesionales y de Postgrado en Petróleos Mexicanos y sus Empresas
Productivas Subsidiarias.
Políticas Generales de Administración de Riesgos Financieros en Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios.
Política General de Información Geográfica de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
Políticas para la Conciliación o Transacción Judicial o Extrajudicial de Asuntos,
Controversias o Litigios en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Políticas Generales de Comercialización en Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
Políticas Generales de Administración y Disposición de Bienes Muebles e Inmuebles de
Petróleos Mexicanos y sus Empresas Productivas Subsidiarias.
Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados
con las Mismas de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Políticas y Lineamientos para el Ejercicio de la Función Jurídica Institucional en Petróleos
Mexicanos, sus Empresas Productivas Subsidiarias y en su caso, Empresas Filiales.
P á g i n a | 2 9
DISPOSICIONES DIVERSAS DE APLICACIÓN A LA OPERACIÓN O TRANSPARENCIA DE LA EMPRESA
Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Transparencia.
Decreto que tiene por objeto establecer la estructura, el funcionamiento y el control de
los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos.
Contrato CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017 celebrado entre la Comisión Nacional de
Hidrocarburos y Pemex Exploración y Producción.
P á g i n a | 3 0
V. Vinculación del proyecto con el Plan Nacional de Desarrollo y programas sectoriales.
VINCULACIÓN CON EL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO (PND) 2013‐2018
El Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2013‐2018 fue publicado en el Diario
Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2013. Dicho Plan estableció cinco
ejes: 1) México en Paz, 2) México Incluyente, 3) México con Educación de
Calidad, 4) México Próspero y 5) México con Responsabilidad Global.
Pemex y sus empresas subsidiarias alinean sus actividades con los objetivos
del PND a través de su Plan de Negocios. En él se definen las estrategias
basadas en la situación de la empresa y en los cambios del entorno
internacional y ámbito nacional.
En particular, como se muestra en el diagrama V.1 Plan Nacional de
Desarrollo/Eje 4. México Próspero, Pemex Exploración y Producción
contribuye al siguiente objetivo y estrategia:
Objetivo 4.6 Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y
eficiencia a lo largo de la cadena productiva.
P á g i n a | 3 1
Estrategia 4.6.1. Asegurar el abasto de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos que
demanda el país.
A continuación, en el siguiente esquema se muestra la ubicación del contrato de
Arrendamiento Financiero, materia de este Libro Blanco, en el eje México Próspero.
Figura 8. Plan Nacional de Desarrollo / Eje 4. México Próspero
Fuente: Plan Nacional de Desarrollo 2013–2018
publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de mayo de 2013. http://pnd.gob.mx/
VINCULACIÓN CON EL PROGRAMA SECTORIAL DE ENERGÍA 2013‐2018
El Programa Sectorial de Energía (PROSENER) 2013‐2018 fue publicado en el Diario Oficial
de la Federación el 13 de diciembre de 2013. El objetivo del Programa es orientar las
acciones a la solución de los obstáculos que limiten el abasto de energía, para promover la
construcción y modernización de la infraestructura del sector y la modernización
organizacional, tanto de la estructura y regulación de las actividades energéticas, como de
las instituciones y empresas del Estado.
P á g i n a | 3 2
El Programa Sectorial de Energía (PROSENER) estableció objetivos, estrategias y líneas de
acción para la administración energética del país, a las que se encuentran alineadas las
acciones emprendidas en la Ronda Cero como se presenta a continuación:
Tabla 6. Programa Sectorial de Energía (PROSENER) 2013‐2018:
Democratizar la productividad
Líneas de acción de estrategias transversales del Programa Sectorial de Energía
Estrategia transversal: democratizar la productividad
Línea de acción 3.4.5 Crear mecanismos para potenciar la inversión, aumentar la producción y explorar de manera eficiente los hidrocarburos del país
Objetivo 1: Optimizar la capacidad productiva y de transformación de hidrocarburos, asegurando procesos eficientes y competitivos.
Estrategia 1.1
Fortalecer a las empresas productivas en materia de hidrocarburos
1.1.3 Fortalecer la autonomía de gestión de Petróleos Mexicanos, siguiendo las mejores prácticas de gobierno corporativo, transparencia y rendición de cuentas
1.1.4 Priorizar la integridad de las instalaciones aplicando las mejores prácticas de seguridad y ambiental.
Fuente: Programa Sectorial de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 13 de diciembre de 2013. http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5326587&fecha=13/12/2013
VINCULACIÓN CON LOS PROGRAMAS INSTITUCIONALES
El Plan de Negocios de Pemex, tiene como eje rector la rentabilidad, como empresa
productiva del estado que está en transición en precios regulados, garantía de abasto, el
déficit consolida con el sector público, monopolio con regulación asimétrica, régimen fiscal
especial, flexibilidad laboral limitada). El Plan de Negocios está dirigido a cuatro audiencias:
El Plan de Negocio que Pemex presenta está orientado para convertirse en una empresa
rentable y productiva, en el que se describen las acciones que se llevarán a cabo en cada
una de sus empresas, mostrando un cambio en la trayectoria de su deuda y regresando al
equilibrio financiero en el 2017/2021.
Pemex se concentra en asignaciones rentables después de impuesto, desarrollo agresivo de
farmouts, aprovechando las oportunidades otorgadas por la Reforma Energética, Pemex
P á g i n a | 3 3
desarrolla campos que son rentables para el país, pero con condiciones económicas más
favorables serían rentables para Pemex después de impuesto.
El reto de corto plazo es ajustar la estructura de costos y la estrategia de negocios a un
escenario de precios bajos, mediante un programa de ajuste, medidas de austeridad,
disciplina fiscal y control presupuestal, utilizando los instrumentos y flexibilidad que ofrece
la Reforma Energética, a través de alianzas y asociaciones, y eficiencia y eficacia operativa.
Tabla 7. Plan de Negocios 2017‐2021
PLAN DE NEGOCIOS
2017‐2021
AUDIENCIA A LA QUE SE DIRIGE
Sociedad Dar a conocer a la sociedad el papel de Pemex en el
contexto de la Reforma Energética.
Inversionistas y
Proveedores
Informar al público inversionista y proveedores de
Pemex sobre la situación y las perspectivas financieras.
Socios Potenciales Mostrar a potenciales socios las áreas de oportunidad
de inversión, dentro de Pemex para asociaciones.
Trabajadores de
Petróleos Mexicanos
Informar a los trabajadores de Pemex la visón y
rumbo que tomará la empresa hacia el futuro.
Fuente: Plan de Negocios Petróleos Mexicanos 2017‐2021
P á g i n a | 3 4
VI. Síntesis ejecutiva del proyecto
Derivado del procedimiento de migración de las asignaciones Ek y Balam, la
CNH, aprobó el 30 de noviembre de 2016, el Plan Provisional mediante la
Resolución CNH.E.70.001/16 (Anexo 3) y el 02 de mayo de 2017, se formalizó
el Contrato para la Extracción de Hidrocarburos Bajo la Modalidad de
Producción Compartida (Aguas Someras) del Área Contractual Ek‐Balam,
identificado con el No. CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017, signado entre la CNH y PEP
fungiendo como contratista, el cual tiene una vigencia de veintidós años a
partir de la fecha efectiva. Los beneficios que Pemex obtiene con la
celebración de dicho contrato son tributar bajo un nuevo Régimen Fiscal,
mayor control en la adquisición de bienes y servicios; así como obtener
costos recuperables hasta del 60% sobre los ingresos.
El 08 de marzo de 2018 la CNH aprobó mediante resolutivo número
CNH.E.15.001/18 el Plan de Desarrollo (Anexo 4), que presenta la visión de
explotación del Área Contractual Ek‐Balam en un horizonte de veinte dos
años a partir de la fecha efectiva del contrato No. CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017.
La estrategia integral de explotación considera el sostenimiento de la
producción base, mediante la operación y mantenimiento de pozos, el
incremento de la producción con reparaciones mayores, perforación de
pozos productores e inyectores, aplicando estrategias claves para el
desarrollo como el mantenimiento de presión en los yacimientos Ek y Balam
JSO, aplicación de técnicas de control de arena en la terminación de pozos,
continuidad en el uso del bombeo electrocentrífugo (BEC), como sistema de
levantamiento artificial, construcción de una nueva red de ductos, e
incrementar la capacidad de generación eléctrica; lo que permitirá alcanzar
P á g i n a | 3 5
un máximo de producción de 99.83 Mbd de aceite y 26.98 MMpcd de gas (promedio anual)
en el año 2022.
El volumen a recuperar es de 448.41 MMbls de aceite y 119.73 MMMpc de gas, con una
inversión de 5,569.1 MMUS$ durante la vigencia del Contrato de Extracción.
El objetivo del plan de explotación del área Contractual Ek‐Balam está enfocado al
desarrollo de los yacimientos del JSO y continuar con la explotación de los yacimientos de
la Brecha Cretácico Superior (BKS).
INVERSIÓN Y GASTOS DE OPERACIÓN
Durante el periodo del Plan de Desarrollo (2017‐2039), se planea ejercer una inversión de
5,569.1 MMUS$ y un gasto de operación de 1,033.0 MMUS$, resultando un costo total de
6,602.1 MMUS$. En la tabla se muestra el programa calendarizado de los recursos de
manera anual, hasta el vencimiento del Contrato de Extracción.
Tabla 6. Inversión y gasto de operación Plan de Desarrollo Área Contractual Ek‐Balam (MMUS$).
Concepto 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Inversión 51.3 767.2 893.6 692.5 358.4 306.2 303.8 270.5 222.2 156.9 145.7 154.8
Gasto de Operación
15.1 29.0 49.9 73.4 80.7 84.3 81.7 78.2 71.6 65.3 58.7 52.2
Total Área Contractual
66.5 796.2 943.5 766.0 439.1 390.4 385.5 348.7 293.8 222.2 204.4 207.0
Concepto 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 Total
Inversión 141.9 133.4 156.7 126.2 121.4 105.6 109.6 112.0 124.4 96.0 18.8 5,569.1
Gasto de Operación
46.6 41.6 36.5 32.4 28.5 25.1 22.7 20.3 18.0 16.3 5.0 1,033.0
Total Área Contractual
188.4 175.0 193.2 158.6 149.9 130.7 132.3 132.3 142.4 112.3 23.8 6,602.1
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
P á g i n a | 3 6
ACCIONES IMPLEMENTADAS PARA CUMPLIR LOS PROGRAMAS DE INTERVENCIÓN (TRENES)
Con la finalidad de dar cumplimiento a la extracción de los volúmenes de producción
planteados en la alternativa seleccionada en el plan de desarrollo, se generó una estrategia
de movimiento de equipos de perforación, misma que permitirá dar atención a diversos
trenes de intervención de manera paralela. Dicho planteamiento considera equipos de
perforación con las características y capacidades necesarias para la construcción de los
pozos, en los tiempos que considera el plan.
INFRAESTRUCTURA
La infraestructura futura comprende la sustitución total de la red de ductos, por una nueva
red de oleogasoductos integrada por ocho ductos y un gasoducto para el envío del gas
separado de Ek Balam hacia Akal‐C6 a succión de módulos para su manejo (Figura 2); la
nueva red de ductos de Ek‐Balam llevará la producción hacia el Centro de Proceso (C.P.)
Akal‐B (infraestructura del AIPBAS01‐01), la cual se estima esté concluida en el 4to trimestre
del 2020.
El nuevo sistema de recolección contará con la infraestructura necesaria para asegurar su
correcta operatividad y mantenibilidad, orientada hacia la seguridad e integridad de las
instalaciones. En todos los ductos de la red se podrán realizar corridas de inspección y
limpieza con equipo instrumentado, así como sus interconexiones a los servicios auxiliares,
gas de pateo y accesos para la operación de las trampas e instrumentación. El transporte
de la producción se realizará por tres ductos principales, uno de 24” de diámetro de Ek‐A
hacia Akal‐B, otro de 20” de diámetro denominado colector sur y otro de 12” de diámetro
denominado colector norte. Los ductos que se interconectan a los colectores sur y norte
tendrán preparaciones para trampas de diablos submarinas temporales, mientras que los
tres ductos principales tendrán trampas fijas sobre cubierta.
P á g i n a | 3 7
Figura 2. Infraestructura de ductos futuros del Área Contractual Ek‐Balam
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
DESCRIPCIÓN DE LA ESTRATEGIA DE COMERCIALIZACIÓN DEL ÁREA CONTRACTUAL EK‐BALAM
En relación a la comercialización del Área Contractual Ek‐Balam, se hace mención que al ser
Asignaciones de la Empresa Productiva del Estado Pemex Exploración y Producción (EPS‐
PEP), sus hidrocarburos se recolectan, acondicionan y transportan en la infraestructura
existente; es decir, que los hidrocarburos de Ek‐Balam se mezclan con otras corrientes de
asignaciones de PEP, lo anterior, generando un ahorro de economía de escala en relación a
la infraestructura y un valor adicional por el mezclado en este caso.
P á g i n a | 3 8
VII. Acciones realizadas
Durante el proceso de migración de las Asignaciones A‐0120‐M‐Campo Ek y
A‐0039‐M‐Campo Balam a un solo contrato para la extracción de
hidrocarburos, se llevó ante la CNH el 09 de septiembre del 2016, la solicitud
de un Plan Provisional que permitiera garantizar la continuidad operativa de
las actividades de extracción de hidrocarburos.
El 13 de diciembre del mismo año, fue aprobado el Plan Provisional en el
Resolutivo CNH.E.70.001/16, mismo en el que se presentó el programa de
metas físicas, inversión y volúmenes de hidrocarburos. Este programa fue
realizando mientras transcurría la documentación de la migración a un
contrato para la extracción de hidrocarburos. El contrato para la extracción
de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida (Agua
Someras) entre la CNH y PEP del Área Contractual Ek‐Balam, se firmó el 02
de mayo de 2017; fecha en la que entra en vigor el contrato en comento,
dentro del cual se solicita al contratista entregar los Programas Operativos
Anuales de producción (POA).
La producción de aceite que consideran los POA 2017 y 2018 (Anexo 5) para
el Área Contractual Ek‐Balam, en específico el periodo de mayo de 2017 a
junio de 2018, presentan un valor máximo de producción en el mes de agosto
de 2017 con 34.88 Mbpd y un mínimo en el mes de junio de 2018 con 28.38
Mbpd. El gasto de producción entre Ek y Balam, en el periodo antes referido,
da como resultado un gasto promedio de 31.99 Mbpd.
P á g i n a | 3 9
Gráfica 1. Producción Promedio de Aceite de acuerdo al Programa Operativo Anual (POA) 2017 y 2018 (Mbpd) del Área Contractual Ek‐Balam
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
En el caso de la producción de gas, los gastos de producción considerados en la Bases Firmes
Anuales (BFA) de 2017 y 2018 (ver Anexo 6) del Área Contractual Ek‐Balam, referidos al
mismo periodo de mayo de 2017 a junio de 2018 presentan un valor de producción
promedio de 4.5 MMpcd durante el año 2017 y de 3.5 MMpcd durante el año 2018. El gasto
de producción entre Ek y Balam, en el periodo antes referido, dan como resultado un gasto
promedio de 4.07 MMpcd.
Gráfica 2. Producción Promedio de Gas de acuerdo a las Bases Firmes Anuales (BFA) 2017 y 2018 (Mbpd) del Área Contractual Ek‐Balam
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
En las siguientes tablas se presentan los programas de actividad física, inversión, gastos de
operación y volumen producido de hidrocarburos para Ek y Balam, respectivamente. Para
32.28 33.17 33.47 34.88 34.47 33.80 33.21 32.79 31.32 31.17 30.67 29.68 28.57 28.38
MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN
2017 2018
4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50
3.50 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50
MAY JUN JUL AGO SEPT OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN2017 2018
P á g i n a | 4 0
dar cumplimiento al artículo 43 de los Lineamientos que regula el procedimiento para la
presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de
desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones (ver Anexo 6).
Cumplimiento de actividades (metas físicas) con al Plan Provisional (Resolutivo CNH.E.70.001/16 del 13 de diciembre de 2016)
Tabla 7. Cumplimiento Metas físicas Año 2017, Campo Ek
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may ‐ 31/dic 2017
Prog. Real
Desarrollo
Perforación de Pozos
Servicios de soporte. 1 1
Servicio de perforación de pozos. 0 0
Intervención de Pozos
Intervención de pozos para restauración.
0 1
Otras intervenciones específicas de pozos.
0 0
Construcción Instalaciones
Construcción de Instalaciones Terrestres y Marinas.
0 0
Construcción y tendido de Ductos 0 0
Producción
General
Administración, Gestión de
Actividades y Gastos generales del Proyecto.
8 6
Servicio de Soporte 4 3
Construcción Instalaciones
Construcción y/o adaptación de infraestructura y otras
instalaciones 5 2
Intervención de PozosIntervención de pozos para
mantenimiento y rehabilitación 2 2
Operación de
Instalaciones de
Mantenimiento de las Instalaciones de Producción
5 5
P á g i n a | 4 1
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may ‐ 31/dic 2017
Prog. Real
Producción
Ductos Mantenimiento de Ductos 0 1
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Implementación y seguimiento 8 8
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Tabla 8. Cumplimiento Metas físicas Año 2017, Campo Balam
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may. ‐ 31/dic. 2017
Prog. Real
Desarrollo
Perforación de Pozos
Servicios de soporte 2 2
Servicio de perforación de Pozos
4 0
Intervención de Pozos
Intervención de Pozos para restauración
2 0
Otras intervenciones específicas de Pozos
3 0
Construcción Instalaciones
Construcción y tendido de ductos
3 0
Producción
General
Administración, Gestión de Actividades y Gastos generales
del proyecto 8 7
Servicio de Soporte 4 3
Construcción Instalaciones
Construcción y/o adaptación de
Infraestructura y otras facilidades
4 3
P á g i n a | 4 2
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may. ‐ 31/dic. 2017
Prog. Real
Intervención de PozosIntervención de Pozos para
mantenimiento y rehabilitación
8 5
Operación de
Instalaciones de
Producción
Mantenimiento de las
Instalaciones de Producción 4 4
Ductos Mantenimiento de Ductos 0 2
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Implementación y seguimiento 8 7
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Cumplimiento de los programas de inversiones (MMUS$)
Tabla 9. Cumplimiento de los programas de inversiones *(MMUS$), 2017, Campo Ek
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may. ‐ 31/dic. 2017
Prog. Real
Desarrollo
Perforación de Pozos
Servicios de soporte 0 0.86
Construcción Instalaciones
Construcción de Instalaciones Terrestres y Marinas
0.09 0
Construcción y tendido de Ductos 7.8 0
Producción
General
Administración, Gestión de Actividades y Gastos generales
del proyecto 5.22 3.14
Servicio de Soporte 0.72 0
P á g i n a | 4 3
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may. ‐ 31/dic. 2017
Prog. Real
Construcción Instalaciones
Construcción y/o adaptación de infraestructura y otras facilidades
1.18 0
Intervención de Pozos
Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación
3.07 2.58
Operación de
Instalaciones de Producción
Mantenimiento de las
Instalaciones de Producción 7.15 0.73
Ductos Mantenimiento de Ductos 0 0.01
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Implementación y seguimiento 1.06 0.1
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Nota: *La paridad utilizada en el programa fue de 18 pesos/US$, misma que para fines comparativos se usó para la parte
real. Ejercicio de flujo de efectivo preliminar del 2017 (extracción del 06 enero 2018) del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam).
Tabla 10. Cumplimiento de los programas de inversiones *(MMUS$), Año 2017, Campo Balam
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may.‐31/dic. 2017
Prog. Real
Desarrollo
Perforación de Pozos
Servicios de Soporte 5.91 2.71
Servicio de perforación de Pozos 35.44 2.52
Intervención de Pozos
Intervención de Pozos para restauración
16.75 0.01
Otras intervenciones específicas de Pozos
7.18 0
Construcción Instalaciones
Construcción y tendido de Ductos
21.8 0
Producción General Administración, Gestión de
Actividades y Gastos generales del Proyecto
4.93 4.43
P á g i n a | 4 4
Actividad Petrolera
Sub‐Actividad Petrolera
Tarea
Periodo 02/may.‐31/dic. 2017
Prog. Real
Servicio de Soporte 0.5 0
Construcción Instalaciones
Construcción y/o adaptación de Infraestructura y otras
facilidades 1.21 0
Intervención de Pozos
Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación
28.22 26.519
Operación de
Instalaciones de Producción
Mantenimiento de las
Instalaciones de Producción 8.89 0.317
Ductos Mantenimiento de Ductos 0 0.011
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Implementación y seguimiento 1.06 0.08
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Nota: *La paridad utilizada en el programa fue de 18 pesos/US$, misma que para fines comparativos se usó para la parte real. Ejercicio de flujo de efectivo preliminar del mes de diciembre 2017 (extracción del 06 de enero de 2018) del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam).
Tabla 11. Cumplimiento Gastos de Operación (MMUS$), Año 2017
Campo
Periodo 02/may. ‐ 31/dic. 2017
Programado Real
Ek 23.28 1.13
Balam 25.16 0.36
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Nota: Ejercicio de flujo de efectivo preliminar de diciembre 2017 (extracción del 06 enero de 2018) del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam).
P á g i n a | 4 5
Tabla 12. Total del volumen producido por tipo de Hidrocarburo
Campo Tipo de Fluido Unidad
Periodo 02/may.‐31/dic. 2017
Programa Real
Ek
Aceite Bls 4,768,186.08 3,783,904.00
Condensado Bls 0.00 0.00
Gas MMpc 298.81 232.25
Balam
Aceite Bls 5,137,837.70 4,065,884.90
Condensado Bls 0.00 0.00
Gas MMpc 1,545.31 1,223.73
Fuente de Información: Sistema SNIP, cierre Año 2017
El Plan Provisional del Área Contractual Ek‐Balam para el contrato CNH‐M1‐EK‐
BALAM/2017, no contemplaba actividad física en los meses de enero y febrero de 2018. El
Plan de Desarrollo aún se encontraba en proceso de autorización por parte de la CNH,
siendo autorizado el 08 de marzo del 2018. A continuación, se presentan los programas de
actividad física, inversión, gastos de operación y volumen producido de hidrocarburos.
P á g i n a | 4 6
Tabla 13. Cumplimiento de Actividades (metas físicas), Área Contractual Ek‐Balam
Programas de actividad física, inversión, gastos de operación y volumen producido de hidrocarburos
Periodo
01/ene. ‐ 30/jun. 2018
Actividad Petrolera
Subactividad Petrolera
Tarea Petrolera Descripción Programa Real
Desarrollo Perforación de pozos
Servicios de perforación de
Pozos
Perforación Pozo Productor
2 0
Perforación Pozo Inyector
1 0
Terminación de Pozos
Terminación Pozo Productor
2 0
Terminación Pozo Inyector
1 0
Construcción de
Instalaciones
Construcción y tendido de ductos
Construcción de 8 Oleogasoductos y 1
Gasoducto
0 0
Producción Intervención de Pozos
Otras intervenciones específicas en
Pozos
Reparación Mayor a Pozo
0 0
Reparación Mayor (Conversión
Inyector/Extractor)
1 0
Reacondicionamiento a Pozo Inyector
1 0
Reparación Menor sin equipo (Estimulación y
Limpieza)
3 9
Intervención de Pozos para
mantenimiento y rehabilitación
Reparación Menor con equipo (RBEC)
3 2
Reparación Menor sin Equipo (Corrección de
anomalía)
1 0
P á g i n a | 4 7
Programas de actividad física, inversión, gastos de operación y volumen producido de hidrocarburos
Periodo
01/ene. ‐ 30/jun. 2018
Actividad Petrolera
Subactividad Petrolera
Tarea Petrolera Descripción Programa Real
Construcción de
Instalaciones
Construcción y/o adaptación de
infraestructura u otras facilidades
Obras electromecánicas 0 0
Modernización de Planta de Inyección en Balam‐
TD
0 0
Obras ocasionadas por Actos Vandálicos
2 0
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Nota: El Plan Provisional para el Área Contractual Ek‐Balam no contempla Actividad en los meses de enero y febrero 2018. El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam en proceso de aprobación en la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en enero, febrero y hasta el 07 de marzo. Plan de Desarrollo aprobado el 08 de marzo de 2018.
P á g i n a | 4 8
Tabla 14. Cumplimiento de los programas de inversiones (MMUSS), Área Contractual Ek‐Balam
Periodo 01/ene ‐ 30/jun
2018
Actividad Petrolera
Subactividad Petrolera
Tarea Petrolera Programa Real
Desarrollo
General
Plan de Desarrollo con Ingeniería de detalle 0 0
Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto
0 0
Construcción de Instalaciones
Construcción de instalaciones terrestres y marinas
0 0
Construcción y tendido de ductos 1.33 0
Perforación de Pozos Servicios de perforación de Pozos 87.0 14.76
Terminación de Pozos 6.38 2.18
Evaluación Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Estudios de impacto ambiental 0 0
Auditoría ambiental 0 0
Producción
Construcción de Instalaciones
Construcción y/o adaptación de infraestructura u otras facilidades
34.39 3.88
Ductos Mantenimiento de ductos 0.73 0.55
General Administración, gestión de actividades y
gastos generales del proyecto 6.55 7.98
Intervención de Pozos
Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación
32.79 10.11
Otras intervenciones específicas en Pozos 19.65 3.56
Operación de instalaciones de producción
Mantenimiento de las instalaciones de producción
12.76 7.45
Otras Ingenierías Ingeniería de detalle para
reacondicionamiento de instalaciones 0.10 0
Implementación y seguimiento 2.01 1.21
P á g i n a | 4 9
Periodo 01/ene ‐ 30/jun
2018
Actividad Petrolera
Subactividad Petrolera
Tarea Petrolera Programa Real
Seguridad, Salud y Medio Ambiente
Tratamiento y eliminación de residuos 0.34 0
Abandono Desmantelamiento de Instalaciones
Ejecución de planes de Abandono de instalaciones de fondo
6.0 5.94
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Nota: El Plan Provisional para el Área Contractual Ek‐Balam no contempla Actividad en los meses de enero y febrero 2018. El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam en proceso de aprobación en la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en enero, febrero y hasta el 07 de marzo. Plan de Desarrollo aprobado el 08 de marzo de 2018.
Tabla 15. Cumplimiento Gastos de Operación (MMUS$), Área Contractual Ek‐Balam
Área Contractual
Periodo
01/ene – 30/jun 2018
Programado Real
Ek‐Balam 8.90 5.92
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Notas: La paridad utilizada en el programa fue de 20.31 pesos/USS, misma que para fines comparativos se usó para la parte real.
Información tomada del Ejercicio de flujo de efectivo de cada mes del Proyecto 41A (Ek‐Balam) y las asignaciones A05 (Balam), A07 (Ek) y 4K0 (CE Ek y Balam).
El Plan Provisional para el Área Contractual Ek‐Balam no contempla Actividad en los meses de enero y febrero 2018.El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam en proceso de aprobación en la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en enero, febrero y hasta el 07 de marzo. Plan de Desarrollo aprobado el 08 de marzo de 2018.
P á g i n a | 5 0
Tabla 16. Total del volumen producido por tipo de Hidrocarburo, Área Contractual Ek‐Balam
Campo Tipo de Fluido Unidad
Periodo 01/ene – 30/jun. 2018
Programa Real
Ek
Aceite Bls 2,297,725 2,507,146
Condensado Bls 0 0
Gas MMpc 104.8 156.9
Balam
Aceite Bls 3,562,383 3,471,643
Condensado Bls 0 0
Gas MMpc 1,045.2 1,007.4
Fuente de Información: Sistema SIIP, 2018.
P á g i n a | 5 1
VIII. Seguimiento y control
El 02 de mayo de 2017 se firma el Contrato para la Extracción de
Hidrocarburos bajo la modalidad de Producción Compartida e inicia el
seguimiento de las actividades programadas en el Plan Provisional, bajo los
lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación
y supervisión del cumplimiento de los Planes de Exploración y de Desarrollo
para la extracción de Hidrocarburos. Así como sus modificaciones en el
Anexo VI de la Guía para los Planes Provisionales publicados en el DOF el 13
de noviembre de 2015, mismo que se muestra en (Anexo 7) de este libro,
que describe los indicadores con los que los operadores petroleros deben de
cumplir ante la CNH.
ADMINISTRACIÓN DE LA PRODUCCIÓN (02 MAYO 2017–30 JUNIO 2018)
El Contrato de Extracción de Hidrocarburos bajo la Modalidad de Producción
Compartida número CNH‐M1‐EK‐BALAM/217, desde su firma es
administrado por la Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones de la
Subdirección de Producción Bloques Aguas Someras AS01. Es en dicha
Gerencia que se llevó a cabo el seguimiento de las actividades físico–
financieras del programa provisional durante su tiempo de vigencia (hasta el
31 de diciembre de 2017), así como del Plan de Desarrollo una vez que entró
en vigor, al término del programa antes referido. El Activo Integral de
Producción Bloque Aguas Someras AS01‐01, es el responsable de la
continuidad operativa de los campos Ek y Balam.
P á g i n a | 5 2
SITUACIÓN ACTUAL DEL PROYECTO
La estrategia de explotación programa en el Plan de Desarrollo del Área Contractual Ek‐
Balam en los yacimientos del Jurásico Superior Oxfordiano considera acciones, como son la
perforación y terminación de pozos de desarrollo tanto productores como inyectores,
reparaciones mayores, proceso de mantenimiento de presión en JSO, construcción e
instalación de ductos, reparaciones menores como mantenimiento de la producción y
continuidad en la operación de pozos con el sistema de producción artificial de BEC; todas
estas acciones contribuirán durante la vigencia del contrato de 22 años en la maximización
del factor de recuperación de hidrocarburos de cada uno de sus yacimientos que componen
el Área Contractual.
EVOLUCIÓN O BALANCE DE LAS RESERVAS REMANENTES
La siguiente Tabla presenta la evolución de las reservas remanentes 2P documentadas en
el Plan de Desarrollo para el año 2017. Para el año 2018, se estiman las reservas con la
información del sistema SEREH.
Tabla 17. Evolución de las reservas 2P
Reservas Remanentes 2P (MMBPCE)
2017 2018
*476.41 **460.63
*Fuente: Plan de Desarrollo
**Fuente: Estimada con datos SEREH
P á g i n a | 5 3
PRODUCCIÓN
Como se puede observar en las siguientes gráficas, la producción del Área Contractual Ek‐
Balam, ha tenido una producción máxima de 34.76 Mbpd de aceite y 6.67 MMpcd de gas
durante el periodo 02 de mayo de 2017 a 30 de junio 2018.
Gráfica 3. Producción de aceite
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Durante los meses agosto, octubre, noviembre y diciembre de 2017, la producción de aceite
promedio mensual fue menor a la producción programada en el POA 2017. de acuerdo con
el seguimiento al POA vs Real, la producción real es mayor a la programada, considerando
los promedios mensuales de 32.59 Mbpd y 31.99 Mbpd respectivamente, existe un
incremento de 0.6 Mbpd en la producción de aceite.
En el siguiente gráfico se presenta la producción de gas de las Bases Firmes Anuales 2017 y
2018 vs los Reales, durante el periodo de mayo de 2017 a junio de 2018.
32.28
33.17
33.47
34.88
34.47
33.80
33.21
32.79
31.32
31.17
30.67
29.68
28.57
28.38
32.28
33.89
33.86
34.76
34.67
26.89 29.33 32.32 34.13
34.54
34.12
31.17
30.94 33.39
MA Y JUN JU L AGO SEPT OCT NOV D I C ENE F EB MAR ABR MAY JUN
POA 2017‐2018 Producción Real
2017 2018
P á g i n a | 5 4
Gráfica 4. Producción de gas
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
La producción de gas promedio mensual fue mayor a la producción programada en la Base
Firme Anual durante el periodo considerado. Únicamente durante octubre de 2017, la
producción de gas promedio fue casi igual a la producción considerada en la Base Firme
Anual 2017. Los promedios mensuales de dichos gastos fueron de 6.05 MMpcd y 4.07
MMpcd respectivamente, es decir, existe un incremento de 1.98 MMpcd entre el promedio
real y el promedio programado.
POZOS
En el período del 02 mayo de 2017 al 30 de junio de 2018, se ha perforado y terminado un
pozo de desarrollo inyector de agua de mar tratada, como parte del proceso de
mantenimiento de presión, la cual es inyectada al yacimiento Balam JSO.
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
4.50
3.50
3.50
3.50
3.50
3.50
3.50
5.65 6.13
6.18
6.45
6.40
4.53 4.92
5.84 6.49
6.51
6.44
6.10
6.39
6.67
MA Y JUN JU L AGO SEPT OCT NOV D I C ENE F EB MAR ABR MAY JUN
POA 2017‐2018 Producción Real
2017 2018
P á g i n a | 5 5
Tabla 18. Pozos inyectores
Real 2017 02/may ‐ 31/dic
2018 01/ene ‐ 30/jun
Perforación y Terminación Pozos Inyectores 1 0
Fuente: Pemex Subdirección de Producción
Durante el mismo período de ejecución, no se han realizado reparaciones mayores, siendo
que se llevaron a cabo 24 reparaciones menores entre 2017 y 2018.
Tabla 19. Reparaciones Mayores
Real 2017 02/may. ‐ 31/dic.
2018 01/ene. ‐ 30/jun.
Reparaciones Mayores 0 0
Fuente: Pemex Subdirección de Producción
Tabla 20. Reparaciones Menores
Real 2017 02/may. ‐ 31/dic.
2018 01/ene. ‐ 30/jun.
Reparaciones Menores 11 14
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
En las siguientes tablas se presentan los indicadores de desempeño a la operación de Ek y
Balam, que se evaluaron en el periodo del 02 de mayo al 31 de diciembre de 2017, con la
finalidad de dar cumplimiento al artículo 43 de los Lineamientos que regulan el
procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los
planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus
modificaciones (Anexo 6).
P á g i n a | 5 6
Indicadores de desempeño a la operación
Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación durante el 2017:
Tabla 21. Indicadores al término de la actividad
Característica Metas o parámetros
de medición Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la
Comisión
Indicador
Tiempo de perforación de un
pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de perforación de un pozo real con respecto al
programado.
Al finalizar la
perforación Anual
No hubo actividades de perforación de
pozos de desarrollo.
Tiempo de reparación de un
pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de
reparaciones en pozo con respecto al programado.
Al finalizar la
Reparación. Anual ‐15%
Tasa de éxito de perforación en la delimitación.
Porcentaje de pozos delimitadores exitosos con respecto al número total de
pozos delimitadores perforados. El éxito se considera cuando el pozo permite la determinación
de un yacimiento.
Al finalizar la perforación y prueba de un
pozo.
Anual No aplica
Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo.
Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con respecto al número total de pozos de
desarrollo perforados. El éxito se considera cuando el pozo
contribuye a la producción del yacimiento.
Al finalizar la perforación y prueba de un
pozo.
Anual
No hubo actividades de perforación de
pozos de desarrollo.
Tasa de éxito de reparaciones.
Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al número total de reparaciones hechas. El éxito se considera cuando existe optimización de la producción en
el pozo.
Al término de la reparación y prueba de un
pozo.
Anual 100%
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
P á g i n a | 5 7
Balam ‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación. Año 2017:
Tabla 22. Indicadores al término de la actividad
Característica Metas o parámetros de
medición Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la
Comisión
Indicador
Tiempo de perforación de un
pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de
perforación de un pozo real con respecto al programado.
Al finalizar la
Perforación. Anual ‐44.25%
Tiempo de reparación de un
pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de reparaciones en pozo con respecto al programado.
Al finalizar la
Reparación. Anual 35.4%
Tasa de éxito de perforación en la delimitación.
Porcentaje de pozos delimitadores exitosos con respecto al número total de
pozos delimitadores perforados. El éxito se
considera cuando el pozo permite la determinación de
un yacimiento.
Al finalizar la perforación y prueba de un
pozo.
Anual No aplica
Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo.
Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con
respecto al número total de pozos de desarrollo
perforados. El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción
del yacimiento.
Al finalizar la perforación y prueba de un
pozo.
Anual 100%
Tasa de éxito de reparaciones
Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al
número total de reparaciones hechas. El
éxito se considera cuando existe optimización de la producción en el pozo.
Al término de la reparación y prueba de un
pozo.
Anual 100%
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
P á g i n a | 5 8
Tabla 23. Indicadores de desempeño a la operación
Característica Metas o parámetros de
medición Frecuencia de medición
Periodo de reporte a la
Comisión
Indicador
Producción Ek. Porcentaje de desviación de la
producción anual. Mensual
Anual DPA=20.61%
Producción Balam. Porcentaje de desviación de la
producción anual. Mensual
Anual DPA=17.78%
Inyección de Fluido Ek.
Porcentaje de desviación del volumen inyectado real de fluidos (como nitrógeno, gas natural, dióxido de carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un
tiempo determinado.
Mensual Anual No se inyectó fluido
en Ek en 2017
Inyección de Fluido Balam.
Porcentaje de desviación del volumen inyectado real de fluidos (como nitrógeno, gas natural, dióxido de carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un
tiempo determinado.
Mensual Anual DIF = 38.19%
Productividad Ek. Producción promedio de un
pozo o grupo de pozos entre el total de pozos.
Mensual Anual IdP=1299.80
Productividad Balam.
Producción promedio de un pozo o grupo de pozos entre el
total de pozos Mensual Anual IdP=1982.85
Aprovechamiento de Gas Natural
Ek.
Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento
de gas real respecto al programado.
Mensual Anual 2.85%
Aprovechamiento de Gas Natural
Balam
Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento
de gas real respecto al programado.
Mensual Anual 1.96%
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
P á g i n a | 5 9
El Plan de Desarrollo, en los meses de enero y febrero 2018, aún se encontraba en proceso
de revisión para su autorización por parte de la CNH y el 08 de marzo del 2018 se autoriza
junto con el Programa de Trabajo y su Presupuesto. En las siguientes tablas se presentan
los indicadores de desempeño a la operación de Ek y Balam respectivamente, mismos que
se evaluaron en el periodo del 01 de enero al 30 de junio de 2018
Ek ‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados al término
de la operación. Año 2018.
Tabla 24. Indicadores al término de la operación
Característica Metas o parámetros de
medición
Indicador
enero febrero marzo abril mayo junio
Tiempo de perforación de un pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de perforación de un pozo real con respecto al programado.
El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se encontraba en proceso de aprobación por la CNH.
No se concluyeron actividades de perforación.
Tiempo de reparación de un pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de reparaciones en pozo con respecto al programado.
No se concluyeron actividades de reparación.
10
Tasa de éxito de perforación en la delimitación.
Porcentaje de pozos delimitadores exitosos con respecto al número total de pozos delimitadores perforados. El éxito se considera cuando el pozo permite la determinación de un yacimiento.
No se realizan actividades de perforación de pozos delimitadores.
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
P á g i n a | 6 0
Tabla 25. Indicadores al término de la operación
Característica Metas o parámetros de
medición
Indicador
enero febrero marzo abril mayo junio
Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo.
Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con respecto al número total de pozos de desarrollo perforados. El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del yacimiento.
El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se encontraba en proceso de aprobación por la CNH.
No se concluyeron actividades de perforación de pozos de
desarrollo.
Tasa de éxito de reparaciones.
Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al número total de reparaciones hechas. El éxito se considera cuando existe optimización de la producción en el pozo.
No se concluyeron actividades de reparación.
100
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Ek‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados cada mes
durante 2018.
Tabla 26. Indicadores al término de la operación
Característica Metas o parámetros de
medición
Indicador
enero febrero marzo abril mayo junio
Producción Ek.
Porcentaje de desviación de la producción.
El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se encontraba en proceso de aprobación por la CNH.
15.69% 8% ‐4% 13.24%
Inyección de Fluido Ek.
Porcentaje de desviación del volumen inyectado real de fluidos (como nitrógeno, gas natural, dióxido de carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un tiempo determinado.
No se inyectó fluido en el campo Ek en este periodo.
Productividad Ek
Producción promedio de un pozo o grupo de pozos entre el total de pozos.
1265.9 1,173.84 1,0361107.61
P á g i n a | 6 1
Característica Metas o parámetros de
medición
Indicador
enero febrero marzo abril mayo junio
Aprovechamiento de Gas Natural Ek
Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento de gas real respecto al programado.
2% 0.57% 0.78%0.76%
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
EK‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados cada
trimestre durante 2018.
Tabla 27. Indicadores al término de la operación
Característica Metas o parámetros de
medición
Indicador
1er. Trimestre
enero ‐ marzo
2odo. Trimestre
Abril – Junio
Desarrollo de Reservas Ek.
Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al programa en un tiempo determinado.
15.73% 9.09%
Fuente: Pemex Subdirección de Producción
Balam ‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados al
término de la operación durante 2018 en Balam.
Tabla 28. Indicadores al término de la operación
Característica Metas o parámetros de medición
Indicador
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
Tiempo de perforación de un pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de perforación de un pozo real con respecto al programado.
El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se
No se concluyeron actividades de perforación.
P á g i n a | 6 2
Característica Metas o parámetros de medición
Indicador
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio
Tiempo de reparación de un pozo.
Porcentaje de la diferencia del tiempo promedio de reparaciones en pozo con respecto al programado.
encontraba en proceso de aprobación por la CNH.
No se concluyeron actividades de reparación.
Tasa de éxito de perforación en la delimitación.
Porcentaje de pozos delimitadores exitosos con respecto al número total de pozos delimitadores perforados. El éxito se considera cuando el pozo permite la determinación de un yacimiento.
No se realizan actividades de perforación de pozos delimitadores.
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Tabla 29. Indicadores al término de la operación
Característica Metas o parámetros de medición Indicador
enero febrero marzo abril mayo junio
Tasa de éxito de perforación para los pozos de desarrollo.
Porcentaje de pozos de desarrollo exitoso con respecto al número total de pozos de desarrollo perforados. El éxito se considera cuando el pozo contribuye a la producción del yacimiento.
El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se encontraba en proceso de aprobación por la CNH.
No se concluyeron actividades de perforación de pozos de desarrollo.
Tasa de éxito de reparaciones.
Porcentaje de reparaciones exitosas con respecto al número total de reparaciones hechas. El éxito se considera cuando existe optimización de la producción en el pozo.
No se concluyeron actividades de reparación.
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
P á g i n a | 6 3
Balam ‐ Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados cada
mes durante 2018 en Balam.
Tabla 30. Indicadores al término de la operación
Característica Metas o parámetros de
medición
Indicador
enero febrero marzo abril mayo junio
Producción Balam.
Porcentaje de desviación de la producción.
El Plan de Desarrollo para el Área Contractual Ek‐Balam, se encontraba en proceso de aprobación por la CNH.
9.69% 1% ‐13% ‐19.43%
Inyección de Fluido Balam.
Porcentaje de desviación del volumen inyectado real de fluidos (como nitrógeno, gas natural, dióxido de carbono, vapor, surfactante o agua) con respecto al programado en un tiempo determinado.
‐40.51% ‐40.51% ‐24.87% ‐37.95%
Productividad Balam.
Producción promedio de un pozo o grupo de pozos entre el total de pozos.
2,103.80 2,281.65 2,171 2233.34
Aprovechamiento de Gas Natural Balam.
Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento de gas real respecto al programado.
2% 0.61% 0.78% 0.77%
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
Tabla 31. Balam Cumplimiento de los indicadores de desempeño a la operación reportados cada
trimestre, durante 2018.
Característica Metas o parámetros de medición
Indicador
1er. Trimestre
enero ‐ marzo
2odo. Trimestre
abril ‐ junio
Desarrollo de Reservas Balam.
Porcentaje de desviación del desarrollo de reservas real con respecto al programa en un tiempo determinado.
9.74% ‐2.53%
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
P á g i n a | 6 4
Con base en las acciones correctivas en la ejecución de este proyecto, se da seguimiento al
Programa de Trabajo y Presupuestal 2018, con la finalidad de mantener la producción base
a través de Reparaciones Menores, Limpiezas a los sistemas de producción
electrocentrífugos y Estimulaciones, de las cuales algunas intervenciones son adicionales al
programa.
Desde la firma del Contrato de Extracción de Hidrocarburos bajo la Modalidad de
Producción Compartida No. CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017 a la fecha no se presentado
auditorias por instancias regulatorias.
P á g i n a | 6 5
IX. Resultados y beneficios alcanzados e impactos identificados
RESULTADOS Y BENEFICIOS ALCANZADOS
Fuente de información: Certificados de pago suscritos mensualmente por el
Coordinador Ejecutivo del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización
y el Desarrollo.
P á g i n a | 6 6
DISTRIBUCIÓN FINAL DE HIDROCARBUROS
Tabla 32. Volumen de hidrocarburos a favor del Estado
Periodo Certificado
número
Petróleo
(Barriles)
Condensados
(Barriles)
Gas natural
(Millones de BTU) Anexo
Metano Etano Propano Butano
may‐17 MG2017/17‐
004 294,665 436 35,709 8,484 5,194 2,852 8
jun‐17 MG20
17/17‐004 308,091 869 36,892 12,183 7,340 3,938 8
jul‐17 MG2017/17‐
004 317,980 1,001 40,762 13,223 8,717 5,118 8
ago‐17 MG2017/17‐
004 326,442 925 43,509 13,808 8,878 4,981 8
sep‐17 MG2017/17‐
005 315,149 695 34,541 10,878 6,932 3,823 9
oct‐17 MG2017/17‐
006 252,632 334 28,955 8,268 5,518 2,627 10
nov‐17 MG2017/17‐
007 268,794 412 32,754 9,376 6,538 3,435 11
dic‐17 MG2017/18‐
001 304,848 637 39,631 11,640 8,249 4,403 12
ene‐18 MG2017/18‐
003 323,426 753 46,693 10,263 6,602 3,855 13
feb‐18 MG2017/18‐
005 296,382 516 34,141 10,295 7,265 3,831 14
mar‐18 MG2017/18‐
007 323,061 612 43,945 12,708 8,973 4,677 15
abr‐18 MG2018/18‐
010 285,942 611 40,940 11,472 7,908 3,965 16
may‐18 MG2018/18‐
013 294,785 603 44,136 12,529 9,260 4,707 17
Jun‐18 MG2018/18‐
017 309,037 577 44,569 12,894 9,356 4,187 18
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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Tabla 33. Volumen de hidrocarburos a favor del Contratista
Periodo Certificado
número
Petróleo
(Barriles)
Condensados
(Barriles)
Gas natural
(Millones de BTU) Anexo
númeroMetano Etano Propano Butano
may‐17 MG2017/17‐
004 670,678 991 81,277 19,309 11,821 6,491 8
jun‐17 MG2017/17‐
004 705,603 1,990 84,492 27,902 16,809 9,019 8
jul‐17 MG2017/17‐
004 728,341 2,293 93,368 30,287 19,966 11,724 8
ago‐17 MG2017/17‐
004 747,680 2,118 99,653 31,625 20,333 11,409 8
sep‐17 MG2017/17‐
005 721,666 1,592 79,095 24,910 15,873 8,754 9
oct‐17 MG2017/17‐
006 578,485 765 66,301 18,932 12,635 6,016 10
nov‐17 MG2017/17‐
007 608,433 932 74,142 21,222 14,800 7,775 11
dic‐17 MG2017/18‐
001 693,857 1,449 90,203 26,495 18,776 10,023 12
ene‐18 MG2017/18‐
003 731,464 1,703 105,601 23,210 14,932 8,720 13
feb‐18 MG2017/18‐
005 667,737 1,163 76,918 23,193 16,367 8,630 14
mar‐18 MG2017/18‐
007 731,571 1,387 99,512 28,777 20,319 10,591 15
abr‐18 MG2018/18‐
010 646,161 1,381 92,515 25,924 17,869 8,961 16
may‐18 MG2018/18‐
013 661,290 1,354 99,010 28,106 20,774 10,559 17
jun‐18 MG2018/18‐
017 689,637 1,289 99,460 28,775 20,877 9,343 18
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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Los beneficios alcanzados en el cumplimiento de producción para el Contrato de Extracción
Ek‐Balam se muestran integrando los volúmenes de todos los componentes tanto para el
Estado como para el Contratista, mostrándose en la siguiente tabla.
Tabla 34. Cumplimiento al Volumen de Petróleo producido
Periodo Certificado número
Petróleo (Barriles) Estado
Petróleo (Barriles) Contratista
POM Petróleo Reportado (Barriles)
Dif. Cumpl.
may‐17 MG2017/17‐004 294,665 670,678 968,341 965,343 ‐2,998 100%
jun‐17 MG2017/17‐004 308,091 705,603 995,049 1,013,693 18,644 102%
jul‐17 MG2017/17‐004 317,980 728,341 1,037,694 1,046,321 8,627 101%
ago‐17 MG2017/17‐004 326,442 747,680 1,072,850 1,074,122 1,272 100%
sep‐17 MG2017/17‐005 315,149 721,666 1,022,546 1,036,815 14,269 101%
oct‐17 MG2017/17‐006 252,632 578,485 1,064,640 831,117 ‐233,523 78%
nov‐17 MG2017/17‐007 268,794 608,433 752,011 877,227 125,216 117%
dic‐17 MG2017/18‐001 304,848 693,857 908,366 998,705 90,339 110%
ene‐18 MG2017/18‐003 323,426 731,464 999,883 1,054,890 55,007 106%
feb‐18 MG2017/18‐005 296,382 667,737 898,676 964,119 65,443 107%
mar‐18 MG2017/18‐007 323,061 731,571 971,855 1,054,632 82,777 109%
abr‐18 MG2018/18‐010 285,942 646,161 949,639 932,103 ‐17,536 98%
may‐18 MG2018/18‐013 294,785 661,290 923,354 956,075 32,721 104%
jun‐18 MG2018/18‐017 309,037 689,637 915,910 998,674 82,764 109%
Fuente: Gerencia de Operación de Alianzas y Asociaciones
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Como se observa en la tabla 34 referente al cumplimiento de volumen de petróleo
producido, el comportamiento de la producción ha estado ligeramente por encima de lo
comprometido, a excepción de octubre de 2017, que tuvo una baja de producción debido
a la salida de operación de 19 pozos ocasionado por fallas en la distribución eléctrica debido
a un corto circuito que se presentó en la Plataforma Ek‐A.
No existen evaluaciones externas del contrato.
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X. Resumen ejecutivo del informe final del servidor público responsable de la ejecución del proyecto
Este apartado no se presenta conforme a lo dispuesto en el Manual Ejecutivo
para la Entrega‐Recepción y Rendición de Cuentas 2012‐2018, del 29 de
noviembre de 2017, sección VI, numeral 1, inciso j), ya que se trata de un
proyecto no concluido al término del periodo que se reporta.
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XI. Anexos
Anexo 1 Relación de Abreviaturas
Anexo 2 Contrato No. CNH‐M1‐EK‐BALAM/2017, Contrato Para la
Extracción de Hidrocarburos Bajo la Modalidad de
Producción Compartida (Aguas Someras) entre Comisión
Nacional de Hidrocarburos y Pemex Exploración y
Producción, 2 de mayo de 2017, Área Contractual Ek‐Balam.
Anexo 3 Oficio No. 220.2395/2016, resolutivo CNH.E.70.001/16.
Anexo 4 Oficio No.220.0198/2018, resolutivo CNH 220 0198 2018
Anexo 5 Programa Operativo Anual de producción 2017 y 2018
Base Firme Anual 2017 y 2018
Anexo 6 Lineamientos que regulan el procedimiento para la
presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de
los planes de exploración y de desarrollo para la extracción
de hidrocarburos, así como sus modificaciones.
Anexo 7 Anexo VI de la Guía para los Planes Provisionales publicados
en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de
2015 de los Lineamientos que regulan el procedimiento para
la presentación, aprobación y supervisión del Cumplimiento
de los planes de exploración y de desarrollo para la
extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones.
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Anexo 8 Certificado de pago emitido por el FMP para el período de mayo a agosto 2017.
Anexo 9 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 30 de
septiembre de 2017.
Anexo 10 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de octubre
de 2017.
Anexo 11 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 30 de
noviembre de 2017.
Anexo 12 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de
diciembre de 2017.
Anexo 13 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de enero
de 2018.
Anexo 14 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 28 de
febrero de 2018.
Anexo 15 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de marzo
de 2018.
Anexo 16 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 30 de abril de
2018.
Anexo 17 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 31 de mayo
de 2018.
Anexo 18 Certificado de pago emitido por el FMP para el período del 01 al 30 de junio de
2018.
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NOMENCLATURA
API gravedad API
B barriles
Bd Barriles diarios
°C Grados centígrados
cm2 Centímetros cuadrados
Cs Condiciones estándar
cy Condiciones de yacimiento
HP Caballos de potencia
Kg kilogramos
km kilómetros
Km2 Kilómetros cuadrados
M Metros
m3 Metros cúbicos
MMb Millones de barriles
MMpc Millones de pies cúbicos
MMpcd Millones de pies cúbicos diarios
MMMpcd Miles de millones de pies cúbicos diarios