Resolucion CNH Lineamientos Tecnicos Para Exploracion y Explotacion

8/17/2019 Resolucion CNH Lineamientos Tecnicos Para Exploracion y Explotacion

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Resolución CNH.06.002/09, por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos da a conocer los lineamientos técnicos para eldiseño de los proectos de e!ploración e!plotación de "idrocarburos su dictaminación.

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

JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, EDGAR RENE RANGEL GERMAN, JAVIER HUMBERTO ESTRADA ESTRADA,GUILLERMO CRUZ DOMINGUEZ VARGAS y ALFREDO EDUARDO GUZMAN BALDIZAN, comisionao !"#si#n$# y

comisionaos, "#s!#c$i%am#n$#, in$#&"an$#s # 'a Comisi(n Naciona' # Hi"oca")*"os, con +*nam#n$o #n 'os a"$c*'os --y -. # 'a L#y R#&'am#n$a"ia #' a"$c*'o /0 Cons$i$*ciona' #n #' Ramo #' P#$"('#o, y /, 1 y 2, +"accion#s III, VII, VIII, 3III,3V, 3VI, 33I, 33II, 33III, # 'a L#y # 'a Comisi(n Naciona' # Hi"oca")*"os y 'a R#so'*ci(n CNH456455/758, $omaa !o"#' O"&ano # Go)i#"no # 'a Comisi(n Naciona' # Hi"oca")*"os #' a -/ # no%i#m)"# # /558, 9*# a #+#c$o # 9*#P#m#: y s*s O"&anismos S*)siia"ios c*#n$#n con #'#m#n$os $;cnicos #s!#c+icos !a"a #' is# 'a "#%isi(n # 'os !"oy#c$os # #:!'o"aci(n y #:!'o$aci(n, con #' o)@#$o # &a"an$ia"?E' mayo" nic# # "#c*!#"aci(n y 'a o)$#nci(n #' %o'*m#n m>:imo # !#$"('#o c"*o y # &as na$*"a' #n #' 'a"&o !'ao,#n conicion#s #con(micam#n$# %ia)'#s, # !oos, cam!os y yacimi#n$os a)anonaos, #n !"oc#so # a)anono y #n#:!'o$aci(n4

La "#!osici(n # 'as "#s#"%as # =i"oca")*"os, como &a"an$#s # 'a s#&*"ia #n#"&;$ica # 'a Naci(n y a !a"$i" # 'os

"#c*"sos !"os!#c$i%os, con )as# #n 'a $#cno'o&a is!oni)'# y con+o"m# a 'a %ia)i'ia #con(mica # 'os !"oy#c$os4

La *$i'iaci(n # 'a $#cno'o&a m>s a#c*aa !a"a 'a #:!'o"aci(n y #:!'o$aci(n # =i"oca")*"os, #n +*nci(n # 'os

"#s*'$aos !"o*c$i%os y #con(micos4

La !"o$#cci(n #' m#io am)i#n$# y 'a s*s$#n$a)i'ia # 'os "#c*"sos na$*"a'#s *"an$# 'os $"a)a@os # #:!'o"aci(n y#:!'o$aci(n # =i"oca")*"os4

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La realización de la exploración y explotación de hidrocarburos, cuidando las condiciones necesarias para la seguridadindustrial.

La reducción al mínimo de la quema y venteo de gas y de hidrocarburos en su explotación.

La planeación adecuada de las distintas etapas del ciclo de vida productivo de un proyecto de exploración y explotación dehidrocarburos.

Petróleos Mexicanos, como organismo descentralizado de la Secretaría de nergía, y operador responsable de realizar lasactividades petroleras reconocidas de !orma exclusiva al stado Mexicano, deber" observar lo dispuesto en estos

Lineamientos, con el !in de que los proyectos de exploración y explotación se realicen con!orme a las me#ores pr"cticas dela industria.

Artículo 2. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos que realice Petróleos Mexicanos y susorganismos subsidiarios deber"n realizarse con!orme a los proyectos dictaminados por parte de la $omisión %acional de&idrocarburos, y ba#o los t'rminos y condiciones de los permisos y títulos de asignación emitidos por parte de la Secretaríade nergía.

Artículo 3. n la interpretación y aplicación de los presentes Lineamientos, se entender" por(

$omisión, o $omisión %acional de &idrocarburos. )rgano desconcentrado de la Secretaría de nergía creado con!orme ala Ley de la $omisión %acional de &idrocarburos.

*ocumento de Soporte de *ecisión, o *S*. s un documento e#ecutivo que sintetiza la in!ormación del avance delproyecto de inversión en la !ase de dise+o y acreditación, que contiene un resumen de los aspectos m"s relevantes delproyecto, de los entregables de la etapa y las consideraciones principales que sustentan la recomendación de continuar elproyecto.

xploración. Son una serie de procesos y actividades encaminadas a evaluar un recurso petrolero y a encontraracumulaciones de aceite yo gas susceptibles de ser explotadas en !orma económicamente rentable. La exploración sesustenta en el conocimiento geológico del subsuelo y mientras la geología es una ciencia, la exploración es un negocio.

xplotación. Las actividades relacionadas con la extracción de hidrocarburos, así como las actividades de proceso,transporte y almacenamiento que se relacionen directamente con los proyectos de exploración y extracción dehidrocarburos. n este sentido, los t'rminos explotación y extracción se consideran sinónimos para los e!ectos de laaplicación de los presentes lineamientos.

-actor de recuperación. s la !racción del volumen de aceite o gas original de un yacimiento que puede ser recuperada atrav's de recuperación primaria, secundaria, y terciaria o me#orada.

Mani!estación de mpacto Petrolero, o MP. *ocumento por el que PM/ presenta a la $omisión el estudio y los planes yprogramas a desarrollar para la e#ecución de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, y tiene pore!ecto(

Me#orar la elaboración y la calidad de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos0

&acer posible la discusión ob#etiva de las venta#as y desventa#as del mismo0

1ransparentar el e#ercicio de dictaminación de la $omisión.

Modi!icación Sustantiva. *esviación signi!icativa de un proyecto, relativas a, entre otros, los gastos, inversiones,producción, aprovechamiento de gas, tiempos de e#ecución y rentabilidad estimada de los proyectos de exploración yexplotación, que se aparta de los planes y programas opinados o dictaminados por la $omisión, en una medida tal, quevaría las condiciones ba#o las cuales !ue dise+ado el proyecto. La $omisión analizar" la existencia de una modi!icaciónsustantiva de un proyecto, de acuerdo con los criterios y par"metros establecidos en el capítulo 2 de los presenteslineamientos t'cnicos.

Me#ores pr"cticas. Son las acciones o recomendaciones publicadas, tecnologías empleadas o destrezas industrialesinstrumentadas en el mundo, que permiten elevar la e!iciencia para alcanzar un ob#etivo o resultado con un menorrequerimiento de recursos, o que incrementan la e!ectividad




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reduciendo el margen de incertidumbre para alcanzar un objetivo o resultado claramente definido, ambas, eficiencia yefectividad, considerando la disminución de riesgos de daños o perjuicios a las personas, a los bienes o a la naturaleza.

PEMEX. Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios.

Play. onjunto de campos y!o prospectos en determinada región, "ue est#n controlados por las mismas caracter$sticasgeológicas generales %roca almac&n, sello, roca generadora y tipo de trampa'.

Proyectos de inversión. onjuntos de obras y acciones "ue llevan a cabo Petróleos Mexicanos y sus (rganismos

)ubsidiarios %independientemente de la fuente de recursos para su realización', para la construcción, ampliación,

ad"uisición, modificación, mantenimiento o conservación de activos fijos, con el propósito de solucionar una problem#tica,atender una necesidad espec$fica o desarrollar una oportunidad de negocio "ue capture valor económico a lo largo deltiempo.

Para fines del alcance de estos *ineamientos se considerar# "ue los proyectos de inversión pueden ser clasificados como

de exploración, de explotación, de pozos y de infraestructura. En el caso de los dos +ltimos, Petróleos Mexicanos deber#incluirlos dentro del proyecto de exploración o explotación al "ue pertenezcan. simismo, en estos *ineamientos lost&rminos explotación y extracción se consideran sinónimos.

Proyectos de exploración. onjunto de actividades de campo y gabinete asociadas a elementos f$sicos "ue deber#nllevarse a cabo apegadas a las mejores pr#cticas con el objeto de identificar acumulaciones de gas y aceite en elsubsuelo, y una vez descubiertas, evaluar sus caracter$sticas y reservas asociadas.

Proyectos de explotación. onjunto de actividades de campo y gabinete asociadas a elementos f$sicos con el propósito de

generar valor económico a trav&s de la explotación óptima de reservas de -idrocarburos asociadas a un yacimiento oyacimientos de acuerdo a la normatividad vigente.

ecuperación mejorada. Es la recuperación de petróleo mediante la inyección de materiales "ue normalmente no est#npresentes en el depósito.

ecuperación secundaria. En la vida de la producción de un yacimiento la recuperación secundaria se refiere a last&cnicas, como inyección de agua o gas, cuyo propósito, en parte, es mantener la presión del yacimiento o eldesplazamiento inmiscible o miscible para recuperar petróleo adicional.

ecuperación terciaria. Es cual"uier t&cnica aplicada despu&s de la recuperación secundaria.

. )ecretar$a. *a )ecretar$a de Energ$a.

Para la interpretación y aplicación de los conceptos t&cnicos y de ingenier$a presentes en los lineamientos t&cnicos seatender# a los diccionarios de ingenier$a referidos en las mejores pr#cticas.

Artículo 4.- )e considerar#n proyectos "ue deben ser dictaminados por la omisión, en t&rminos de la fracción /0 delart$culo 1 de la *ey de la omisión 2acional de 3idrocarburos, los siguientes4

Proyectos de exploración y explotación de -idrocarburos "ue PEMEX proponga como nuevos.

Modificaciones sustantivas a los proyectos de exploración y explotación de -idrocarburos, independientemente de lafuente de recursos para su realización, en t&rminos de lo dispuesto en el cap$tulo /00 de los presentes lineamientost&cnicos.

Artículo 5.- Por su monto de inversión, los proyectos se clasifican para su dictaminación en4

Proyectos menores, con monto total de inversión menor y de -asta 5,666 millones de pesos. Para &stos, PEMEXpresentar# la siguiente información4

7ocumentación soporte del proyecto y, en caso de "ue as$ lo determine la omisión, los documentos soporte de decisiónreferidos en los cap$tulos 000 y 0/ de los presentes lineamientos.

7ictamen o resolución final elaborado por el #rea t&cnica de exploración o explotación de PEMEX, "ue -aya evaluado ydictaminado favorablemente el proyecto.

Proyectos mayores, con montos totales de inversión mayores a 5,666 millones de pesos. Para &stos, PEMEX presentar#la siguiente información4




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7ocumentación de soporte del proyecto y los documentos soporte de decisión referidos en los cap$tulos 000 y 0/ de lospresentes lineamientos.

7ictamen elaborado por el #rea t&cnica de exploración o explotación de PEMEX y8

7ictamen del 9rupo de :rabajo de 0nversión %9:0' de PEMEX, junto con la documentación correspondiente al cumplimientode los re"uerimientos solicitados por &ste.

Artículo 6. Por su objeto, los proyectos se clasifican para su dictaminación en4

Proyectos de exploración. PEMEX atender# las siguientes bases para su elaboración4

7eber# garantizarse "ue los elementos "ue controlan la probabilidad de "ue existan acumulaciones de gas y aceite en el

subsuelo, se -ayan evaluado conforme a las mejores pr#cticas internacionales y "ue los rangos de volumetr$a "uepudieran contener cubran todos los tamaños posibles.

7eber#n indicarse los recursos prospectivos a evaluar, as$ como su probabilidad de &xito8

7eber#n describirse los tipos de -idrocarburos esperados a producir, destacando la información t&cnica relevante del pozo

o pozos "ue -ayan resultado descubridores en el #rea, o en #reas cercanas, si es el caso.

Para lo anterior, PEMEX podr# incluir datos de pruebas de producción, registros geof$sicos y n+cleos, entre otros.

7eber# incorporarse los aspectos de seguridad industrial, entre los cuales, al menos, deber#n identificarse4

*a identificación de peligros y evaluación de riesgos operativos,

(bjetivos y metas en materia de seguridad industrial y protección al medio ambiente,

Programas para gestionar los objetivos, metas y recomendaciones derivadas de los an#lisis de riesgos operativos,

Planes de respuesta a emergencias y daños al ambiente,

apacitación del personal, administración, mantenimiento, reingenier$a de procesos y cual"uier actividad necesaria en laformulación del proyecto.

)e incorporar# la información y evaluación de actividades de costo m$nimo, las cuales implican egresos para cumplirnormas legales o institucionales de PEMEX o restricciones externas o internas de ella.

II. Proyectos de explotación, PEMEX atender# las siguientes bases para su elaboración4

7eber# describirse los elementos y actividades relacionadas con la perforación de los pozos de desarrollo, as$ como laconstrucción de las instalaciones "ue manejan la producción proveniente de los yacimientos "ue integran los campos delproyecto, especificando, entre otros elementos, los siguientes4

:ipo de -idrocarburo a producir,

*a información t&cnica relevante del pozo o pozos descubridores y dem#s pozos perforados a la fec-a. omo ejemplo,podr#n incluirse los datos de pruebas de producción, registros geof$sicos, n+cleos, entre otros.

7eber# indicarse los programas de construcción, instalación y operación de plataformas marinas, bater$as de separación,

tan"ues de almacenamiento, estaciones de bombeo y compresión, ductos, desmantelamiento de instalaciones deproducción y manejo de -idrocarburos y, en general, cual"uier trabajo, obra o actividades relacionadas con la cadena devalor de los campos.

Establecer las actividades de seguridad f$sica e industrial, entre los cuales al menos, deber#n


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presentarse4

*a identificación de peligros y evaluación de riesgos operativos,

(bjetivos y metas en materia de seguridad industrial y protección al medio ambiente,

*os programas para gestionar los objetivos, metas y recomendaciones derivadas de los an#lisis de riesgos operativos,

Planes de respuesta a emergencias y daños al ambiente y a la ecolog$a en general,

Planes de capacitación del personal,

Planes de administración y mantenimiento de instalaciones,

eingenier$a de procesos y cual"uier actividad necesaria en la formulación del proyecto.

)e incorporar# la información y evaluación de actividades de costo m$nimo, los cuales implican egresos para cumplir

normas legales o institucionales de PEMEX, o restricciones externas o internas de ella.

Artículo 7. *os proyectos de exploración comprenden las actividades relacionadas con4

I. Evaluación del potencial.

Estudio de cuencas.

Estudio del sistema petrolero.

Estudio de plays -ipot&ticos!establecidos.

II. 0ncorporación de reservas.

ctualización de plays establecidos.

7efinición de prospectos e incorporación de reservas.

III. 7elimitación de yacimientos.

Artículo 8. *os proyectos de explotación deben considerar las actividades necesarias para la explotación sustentablede los campos y de acuerdo a su cadena de valor.

*os proyectos de explotación comprenden, entre otros, los siguientes elementos f$sicos y actividades4

Pozos de desarrollo.

Pozos intermedios.

Pozos inyectores.

7uctos.

Estaciones de compresión.

:an"ues.

0ntervenciones y eparaciones Mayores.

eparaciones Menores.

Pruebas piloto.

)istemas artificiales de producción.

(ptimización del proceso de producción.

seguramiento de la calidad de aceite y gas.

ecuperación secundaria.

ecuperación mejorada.

Programas de mantenimiento de instalaciones.




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Taponamientos.

Desmantelamiento de instalaciones.

. Programa de desincorporación de pozos e instalaciones.

Restauración de las áreas de trabajo.

Artículo 9. Los manuales de ingeniería y demás normatividad técnica emitida por Petróleos e!icanos en materia dedise"o# elaboración y evaluación de proyectos son complementarios a los presentes lineamientos técnicos# siempre ycuando los primeros no los contravengan# en cuyo caso# prevalecerá el presente instrumento.

Artículo 10. $orresponderá a la $omisión la interpretación y vigilancia en la aplicación de los presentes lineamientostécnicos# así como# en su caso# la realización de acciones y procedimientos relacionados con su cumplimiento.

Capítulo II

De los elementos que deben contener los proyectos

Artículo 11. Para %ue el dise"o de los proyectos# sean éstos de e!ploración o de e!plotación# se apegue a las mejoresprácticas# P&&' deberá desarrollar# con el má!imo nivel de detalle %ue permita la etapa en la %ue se encuentren y el tipode proyecto# los siguientes elementos(

)denti*icación de las principales alternativas.

&valuación de las principales alternativas.

Plan de ejecución del proyecto.

+spectos ,eológicos# ,eo*ísicos y de )ngeniería.

,eología.

-ismología.

Petro*ísica.

olumetría.

&studios de *luidos PT.

Pruebas de presión/producción.

0uímica de *luidos.

ecanismos de producción y modelos.

1actor de recuperación y per*iles de producción.

étodos de recuperación adicional como secundaria# mejorada u otra.

V. &strategia de desarrollo y producción.

Plan de desarrollo seleccionado# reservas y pronósticos de producción.

Per*oración de pozos e instalaciones de producción.

)nstalaciones de proceso.

VI. &valuación económica y riesgos económicos.

VII. )nstrumentos de medición.

VIII. Programa de aprovec2amiento de gas.

IX. -eguridad industrial y medio ambiente.

X. Desincorporación o abandono.

Artículo 12. + continuación se detalla el contenido y alcance de todos y cada uno de los elementos se"alados en elartículo anterior.


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12.1. Identificación de las principales alternativas.

Con el fin de asegurar el mejor aprovechamiento de los hidrocarburos, PEMEX deberá identificar y analizar lasprincipales alternativas con las que se cuenta, a travs de la descripci!n de los siguientes elementos"

#as metodolog$as empleadas para la identificaci!n de las principales alternativas mediante las cuales se podr$an alcanzarlos objetivos planteados%

#a evaluaci!n de las alternativas conforme a las mejores prácticas en la ejecuci!n de proyectos similares%

Comparativo de los indicadores de desempe&o operativo esperados contra las mejores prácticas en proyectos similares,

entre los que se encuentren los siguientes factores"

'iempo de ejecuci!n(

'rayectoria de producci!n(

)eneraci!n de reservas(

*actores de recuperaci!n(

+ndicadores de productividad%

Comparativo de los indicadores del desempe&o financiero esperado de las alternativas contra las mejores prácticas en

proyectos similares, entre los que se encuentren los siguientes factores"

'rayectoria de flujos de efectivo(

alor presente neto(

alor presente de la inversi!n(

'asa interna de retorno, y

Costos de operaci!n y mantenimiento, costos por unidad de producci!n y razones financieras%

+dentificaci!n de los principales peligros y evaluaci!n de los riesgos operativos de stos%

#as diferentes alternativas propuestas deberán estar definidas por opciones tcnicas y estrategias de ejecuci!n% #asalternativas planteadas deben ser mutuamente e-cluyentes, pudiendo ser la agregaci!n de varias% Es decir debenconstruirse diferentes opciones de realizaci!n del mismo objetivo y todas las propuestas deben ser factibles desde el puntode vista tcnico y log$stico, as$ como sustentables desde el punto de vista ambiental%

12.2 Evaluación de las principales alternativas.

Como parte de la evaluaci!n de cada una de las distintas alternativas analizadas deberá presentarse"

.n resumen de la descripci!n tcnica%

Estimaciones de inversi!n, ingresos, producci!n y costos operativos%

Estimaci!n de la generaci!n de reservas de hidrocarburos, as$ como el factor de recuperaci!n%

/nálisis de sensibilidad y riesgo sobre los principales factores que determinan la variabilidad esperada de los indicadoresse&alados en el punto ++%

+dentificaci!n de los factores de riesgo e incertidumbre que determinan preponderantemente la viabilidad en lasestimaciones de inversi!n, ingresos, producci!n y costos operativos% En caso de utilizar alg0n mtodo probabil$stico,PEMEX deberá presentar los resultados de su aplicaci!n%

Evaluaci!n de los riesgos operativos e implicaciones en materia de seguridad industrial y protecci!n ambiental%

1escripci!n de las metodolog$as empleadas para seleccionar la mejor alternativa%

1escripci!n de los resultados de las metodolog$as empleadas para la evaluaci!n de las diferentes alternativas desde elpunto de vista de seguridad industrial y protecci!n ambiental%




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12.3 Plan de ejecución.

Con la información resultante de la identificación y evaluación de las alternativas, PEMEX conformará y presentará a laComisión para su dictaminación el plan de ejecución del proyecto y su plan de tecnología, desagregando la siguienteinformación:

Calendario de actividades y montos a ejercer anuales o mensuales, según sea el caso

!escripción de la tecnología a utili"ar, especificando procedimientos, t#cnicas y $erramientas %ue se implementaríandurante las etapas relacionadas con el estudio del yacimiento, perforación y terminación de po"os, fracturamientos y

estimaciones, así como la construcción de instalaciones en superficie, indicando las iniciativas específicas y o&jetivos deusar dic$a tecnología, así como el impacto en &eneficio del proyecto

El plan de construcción de instalaciones comunes a varios campos para el manejo de la producción

'n análisis %ue identifi%ue el potencial de las limitaciones de suministro de insumos físicos y de recursos $umanos %ue

re%uiere el proyecto

(lcance de las o&ras y servicios %ue se contratarán con terceros

'n análisis de mercado de las empresas e)ternas y*o personas físicas %ue apoyarían la ejecución de las o&ras, servicios y

consultorías antes referidas, en su caso

+oles y responsa&ilidades de los participantes de Peme) en el diseo y ejecución del proyecto

12.4 Aspectos Geológicos, Geofísicos y de Ingeniería.

-os elementos geológicos, geofísicos y de ingeniería %ue sirven de fundamento para los proyectos, de&erán estar

descritos en relación con los depósitos o grupos de depósitos de petróleo %ue se prev# e)plorar o e)plotar y junto con elprograma de incorporación de reservas y producción previsto, para el proyecto propuesto

12.4.1. Geología.

-a información geológica de&erá comprender la o las configuraciones estructurales de todos los o&jetivos, la geologíaregional con el marco tectónico y la secuencia estratigráfica marco, lito.estratigráfica y la &io.estratigráfica

PEMEX de&erá presentar una descripción detallada y el mapa del am&iente y facies del depósito a nivel o&jetivo/incluyendo las fallas y fracturas %ue pueden afectar a la e)tensión de la reserva y sus propiedades de producción,descri&iendo el sistema de fracturas PEMEX de&erá e)plicar la metodología empleada y los valores o&tenidos para laspresiones litostáticas, de formación o de poro y de fractura de todos los yacimientos

Con el fin de o&tener una visión general de las propiedades de las formaciones con $idrocar&uros, PEMEX de&erádescri&ir los siguientes elementos:

-os sedimentos, las facies, petrografía y diag#nesis

-as &arreras de flujo, en caso de %ue #stas e)istan

-as capas de alta permea&ilidad, los cuales, de&en ser descritas específicamente

Presentar los mapas de espesor y las correlaciones de la sección transversal a trav#s del campo

-a evaluación de la su&sidencia potencial y la producción de arena

12.4.2 Sisología

-os estudios sísmicos de&en incluir los datos &ásicos, parámetros de ad%uisición, interpretación, modelado y m#todospara las conversiones a profundidad !e igual forma, PEMEX de&erá presentar los mapas del tiempo, profundidad y develocidad, así como la interpretación de las secciones sísmicas




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12.4.3. Petrofísica

La documentación asociada a la petrofísica incluirá:

Los parámetros de formación, entre los que se encuentran, los elementos de litología, porosidad, permeabilidad, saturaciónde agua, saturación de aceite y la saturación de gas.

Comparación de los análisis de laboratorio (mediciones básicas y los análisis de agua) con los datos derivados de dicosanálisis.

Contactos de fluidos en el yacimiento, así como los datos de presión.

!emperatura de la formación.

"#todo para la corrección de profundidad medida a la profundidad vertical real.

"apas de la porosidad, de saturación de aceite, de agua y de la permeabilidad de cada $ona.

12.4.4. Volumetría

Las siguientes estimaciones de volumen, o volumetría deben estar documentadas:

%olumen de roca del yacimiento.

%olumen de idrocarburos de aceite, gas, y demás componentes presentes, a condiciones de yacimiento.

%olumen de idrocarburos (aceite, gas, etc.) a condiciones de superficie.

%olumen de agua a condiciones de yacimiento.

Los vol&menes se subdividirán de acuerdo a los tipos de idrocarburos. 'simismo, "* deberá describir ycuantificar el o los m#todos de cálculo de la estimación de vol&menes y de las reservas probadas, probables y posibles,así como los parámetros y las incertidumbres de #stos.

12.4.5. Estudios de fluidos PVT

"* reali$ará los estudios de información de presión, volumen y temperatura, o de fluidos %!, para lacaracteri$ación del tipo de efluentes de acuerdo a sus propiedades físicas y termodinámicas que sirven para determinar lame+or forma de producción. ara tal efecto, deberá indicarse si se reali$ó muestreo preservado y cómo se validaron lasmuestras, incluyendo:

Los parámetros para el cálculo del volumen original de idrocarburos.

'nálisis de la composición de los fluidos.

Comportamiento de los fluidos durante la producción (yacimientopo$o).

'simismo, "* incorporará la información de pruebas de presión y producción en el po$o al nivel del yacimiento,antes y durante la producción, las cuales deberán proveer los siguientes datos:

-nformación acerca de la naturale$a de los fluidos

-nformación del área drenada por el po$o y la permeabilidad de la formación, indicando la calidad de la $ona productora yla productividad del po$o, de la cual finalmente se deduce el gasto óptimo de producción.

'simismo, "* reportará de forma separada dentro del análisis %!, respecto de los fluidos del yacimiento encuestión, la siguiente información:

/ases inertes.

/ases ácidos.

Contenido de componentes ligeros y pesados.

12.4.6 Pruebas de presión-producción.

"* deberá remitir la información de pruebas de presión y producción en el po$o al nivel del




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yacimiento, antes y durante la producción, las cuales proveerán información acerca de la naturaleza de los fluidos, el áreadrenada por el pozo y la permeabilidad de la formación. Asimismo, indicar la calidad de la zona productora y laproductividad del pozo, de la cual se deduce el gasto óptimo de producción.

12.4.7. Química de fluidos

PEMEX incorporará la información sobre la composición de los fluidos del yacimiento, o qumica de fluidos. !assiguientes propiedades deben ser descritas de manera particular, y de forma independiente al análisis P"#$

El contenido de agua y sal.

Estudios de asfáltenos, resinas y parafinas.

%ólidos$ arenas y sedimentos.

&orrosión y facilidad de formación de 'idratos.

#endencias a formación de emulsiones.

Estudios de miscibilidad.

12.4.8. Mecanismos de producción y modelos

PEMEX presentará la evaluación de los diversos mecanismos de producción y la base de decisión para la elección delm(todo de recuperación a evaluar o seleccionado, con el apoyo de las bases de datos necesarias, entre las que seencuentran, el análisis principal, los estudios de miscibilidad y las simulaciones.

En este apartado deberán presentarse los pronósticos de producción mensual y acumulada de aceite, gas ycondensado y)o gas seg*n corresponda, por pozo, yacimiento y campo.

!os gastos de producción esperados as como los gastos de inyección deben ser descritos y documentados,se+alando el m(todo de obtención de (stos, estableciendo de manera clara, entre otros, los siguientes$

&orrelaciones$ %e utilizará *nicamente en yacimientos en donde sólo se tengan pozos eploratorios, o donde no se cuentecon la suficiente información para determinarlo por otros m(todos.

&urvas de declinación$ %e aplicará en yacimientos donde la etapa de eplotación sea avanzada y se pueda determinar unadeclinación, siempre y cuando la 'istoria de producción sea confiable.

-alance de materia$ %e aplicará en yacimientos donde se cuente con información confiable como los análisis P"#, poreemplo.

%imulación de yacimientos$ Para el caso de la simulación de yacimientos PEMEX deberá utilizar cuando se cuente con

suficiente información, tal como modelo geológico, análisis P"#, análisis petrofsico /permeabilidades relativas, presionescapilares, moabilidad0, registros geofsicos, 'istoria de producción y presiones, y datos de compresibilidad de la formacióny de fluidos.

Asimismo, PEMEX presentará el modelo de simulación, as como los datos utilizados para los diferentes escenarios enlas corridas analizadas, as como, describir las incertidumbres en relación con los datos de entrada y cómo afectan alcálculo de la producción del yacimiento.

12.4.9. Factor de recuperación y perfiles de producción

!a descripción de las estimaciones de la recuperación y el factor de recuperación debe incluir la siguiente información$

"olumen original de las reservas.

1ecursos t(cnicamente recuperables con los diferentes m(todos de recuperación.

1eservas probadas, probables y posibles.

Producción de aceite, gas y condensados.

PEMEX deberá indicar los perfiles de producción previstos para el aceite, el gas y condensado)lquidos de gas natural

y demás fluidos con respecto de todo el campo y para zonas separadas y en su caso las instalaciones de produccióndiferentes. Asimismo, deberán incluirse los perfiles de producción de agua y, en su caso, de inyección de gas y)o agua.

!os perfiles de producción a presentarse serán los percentiles 23, 43 y 53, as como el valor esperado. Asimismo,deberán presentarse los factores de recuperación asociados a cada uno de perfiles de producción.

12.4.10. Métodos de recuperación adicional como secundaria me!orada u otra.

PEMEX incluirá una evaluación t(cnica6económica de los m(todos de recuperación con respecto a los supuestosbásicos, as como un plan de estudios de tales m(todos, definiendo el incremento en el factor de recuperación.

!a evaluación de los distintos m(todos de recuperación se realizará conforme a los criterios basados en lascaractersticas del yacimiento y su esquema de eplotación. Para la recuperación secundaria, PEMEX deberá analizar los




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efectos en el mantenimiento de presión del yacimiento e incremento en la recuperación, ya sea por medio de inyección deagua y/o inyección de gas u otros.

Para la selección, diseño e implementación del mecanismo de recuperación secundaria PEMEX deberá tener enconsideración los siguientes elementos:

Caractersticas del o los yacimientos principalmente anali!ando el tipo de roca y fluidos "ue contienen.

Espaciamiento y patrón de perforación de los po!os.

#erminación y fracturamiento o estimación de los po!os.

$nstalaciones de superficie.

%lu&o fraccional de agua o de gases.

Presión del yacimiento.

Patrones de despla!amiento anali!ados.

E'aluación económica considerando los costos de operación e in'ersiones necesarias.

Para la selección, diseño e implementación del mecanismo de recuperación me&orada PEMEX deberá obser'ar lossiguientes criterios, basados en las caractersticas del o los yacimientos y su es"uema de e(plotación:

Caractersticas del o los yacimientos.

)abilidad para mane&ar el proceso de recuperación a implantar.

Caractersticas de los fluidos inyectados en lo referente a costos, disponibilidad e impacto en la seguridad y ambiente.Eficiencia del proceso definiendo si *ste es enfocado a la recuperación adicional de reser'as o a un incremento en el gastode producción.

E'aluación económica considerando los costos de operación e in'ersiones necesarias.

Para cual"uier caso de recuperación secundaria, me&orada u otra, PEMEX deberá +acer un análisis e(+austi'o paracomparar el porcenta&e de recuperación adicional "ue +abrá ba&o la implementación de estos mecanismos, ba&o loscriterios de las me&ores prácticas.

Con lo anterior, se presentará un análisis comparati'o de los diferentes tipos de fluidos "ue pudieran utili!arse en larecuperación secundaria y me&orada.

12.5. Estrategia de desarrollo y producción.

PEMEX describirá la estrategia de desarrollo definiendo las instalaciones y la infraestructura, estableciendo la basepara la administración del campo durante la producción.

e presentarán los resultados de las etapas de 'isuali!ación, conceptuali!ación y definición de las fases de diseño delos rubros especficos de po!os y de infraestructura- incluyendo los análisis de riesgos correspondientes.

a estrategia de desarrollo y producción seleccionada deberá describirse, incluyendo todos los planes a corto, medianoy largo pla!o, definiendo el programa de desarrollo del campo o grupo de campos. i e(isten 'arios yacimientos, e(plicarcómo se procederá en su e(plotación, as como las medidas "ue afecten a la tasa de producción y los 'olmenes totalesrecuperables de petróleo.

12.5.1. Plan de desarrollo seleccionado, reservas y pronósticos de producción.

PEMEX describirá el plan de desarrollo del proyecto de e(plotación seleccionado, indicando el programa deacti'idades, su locali!ación, la recuperación esperada as como tambi*n cual"uier elemento "ue sir'a para un me&orentendimiento del campo.

0eberán proporcionarse los 'alores estimados del rango de reser'as por cada yacimiento +aciendo e(plcitos los'alores correspondientes a "uema y autoconsumo, con una bre'e e(plicación de cómo fue determinada la incertidumbre y

los elementos para determinar su probabilidad. 1simismo, se presentarán los parámetros económicos considerados, as como sus perfiles de producción para el total

de aceite, gas, condensados y agua, as como tambi*n del gas de autoconsumo, "uemado y 'enteado.

En yacimientos o campos donde se inyectarán fluidos PEMEX deberá proporcionar los perfiles de inyección yproducción acumulada.

PEMEX reportará la información necesaria para definir los 'olmenes de 'entas finales de gas as como los factoresde encogimiento.

a información correspondiente a este apartado deberá ser reportada conforme a los presentes lineamientos, as comocon las disposiciones t*cnicas emitidas por esta Comisión en materia de "uema y 'enteo de gas.

12.5.2. Perforación de pozos e instalaciones de producción.




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La sección correspondiente a perforación deberá contener una descripción del intervalo a perforar y su capacidad dereparación, además PEMEX deberá incluir una descripción de la terminación de pozo propuesta, así como los trabajos defracturamiento que se planeen desarrollar

!i están pendientes de probarse otros intervalos que pudieran descubrir yacimientos adicionales en el campo o "rupode campos, deberá e#plicarse la estrate"ia que se se"uirá para el desarrollo$ se%alando de manera particular qu& trabajoscomplementarios se llevarían a cabo y a%adir un estimado del monto de las inversiones

PEMEX deberá describir las consideraciones que condujeron a los tipos y el n'mero seleccionado de pozosproductores e inyectores, el plan de perforación y las posiciones e intervalos de perforaciones que constituyen la base para

el perfil de producción esperado, así como los trabajos de fracturamiento que se planeen desarrollar (ncluir la necesidadde pozos adicionales como pozos de observación

Para el caso de la perforación de pozos de desarrollo, deberá incluirse el plan de recolección de la información deestos pozos y de cómo será utilizada

)simismo, en este apartado se incluirán como parte de este plan, todo lo relacionado a las instalaciones de producciónque se construirían en caso de avanzar en el pro"rama de desarrollo, e#plicando la estrate"ia de e#plotación que sepondrá en práctica durante el desarrollo, incluyendo la recuperación secundaria o mejorada y mostrando los posiblesfactores de recuperación a obtener

*onde las opciones sean viables para una mejora al desarrollo o para las pró#imas fases de evaluación o desarrollo,PEMEX deberá describir el potencial para reparaciones, nueva terminaciones, re+profundizaciones, proporcionandotambi&n el crono"rama de actividades

12.5.3. Instalaciones de proceso.

PEMEX deberá proporcionar una descripción de las operaciones y las limitaciones de la o las plantas de proceso, asícomo el empleo y la disposición de "as del separador, incluyendo

I. -n resumen del m&todo de medición de .idrocarburos y otros fluidos producidos y utilizados

II. *escripción de sistemas para recolección y tratamiento de petróleo y otras descar"as




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III. Descripción de cualquier tratamiento de fluidos e instalaciones de inyección.

IV. Descripción de los sistemas de control principales y sus interconexiones con otras instalaciones.

Para los detalles de la selección, diseño, operación y marco normativo para los sistemas de medición PEMEX deberáacer referencia a los lineamientos creados para este rubro en particular.

En el caso de que el plan de explotación que se presente vaya a compartir instalaciones con otros proyectos, deberáexplicarse y mostrarse a trav!s de los planos necesarios, as" como la ponderación de costos.

PEMEX deberá describir la capacidad para el tratamiento de a#ua producida, #as, etc. y la capacidad de inyección de

a#ua, #as o productos qu"micos en la pro#ramación de la producción y en la producción total, las instalaciones necesariaspara estas actividades, as" como los costos.

$simismo, PEMEX señalará los principales puntos de entre#a de los productos as" como una evaluación del efecto queesta lo#"stica tiene sobre la explotación de la reserva.

12.6. Evaluación económica y riesgos económicos.

PEMEX deberá presentar, para efectos del análisis de la evaluación económica y de ries#o la si#uiente información%

&na evaluación económica determinista, basada en el perfil de producción correspondiente al valor esperado,considerando los parámetros de información como lo son la feca de evaluación, el perfil de producción, el perfil de preciosasociado al tipo de idrocarburos a producir, los costos operativos fi'os y variables, as" como las inversiones necesarias enel proyecto.

(os cálculos de rentabilidad antes y despu!s de impuestos, expresados en t!rminos de valor presente neto calculado a la

tasa de descuento definida, tasa interna de retorno, per"odo de recuperación y eficiencia de la inversión )P*+)P y

relación beneficio costo.

&n análisis de sensibilidad de los indicadores de rentabilidad, mostrando el porcenta'e de variación de cada parámetro, su 'ustificación y las variables con mayor impacto.

&n análisis de ries#o del proyecto, especificando el m!todo utili-ado y se#n sea el caso definir el tipo de distribuciones oescenarios con su respectiva probabilidad de ocurrencia, presentando los resultados por medio del #ráfico de probabilidadacumulada señalando los valores estad"sticos como la media, desviación estándar y semi/estándar as" como lospercentiles P01, P21 y P31 de los indicadores propuestos en el punto de esta sección.

12.7. Instrumentos de medición.

En relación con los sistemas de medición del proyecto, PEMEX presentará la si#uiente información%

4riterios de selección, instalación y operación para los sistemas de medición en po-o.

5!cnicas y equipos para mane'o de l"quidos, considerando la medición en ductos, tanques, separadores y para la

transferencia de custodia.5!cnicas y equipos de mane'o de #as, considerando la medición en ductos, separadores y para la transferencia decustodia.

5!cnicas y equipos para la medición multifásica.

4onsideraciones y t!cnicas para la medición de productos no idrocarburos.

4riterios de instalación y operación de los sistemas de medición para el #as venteado y quemado.

Especificación y caracter"sticas de operación y diseño para las estaciones de medición.

Puntos de medición.

*iveles de incertidumbre de medición esperada.

6actores de prorrateo de la producción.

Proceso de prueba y calibración de los sistemas de medición.




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Sistemas de registro de las mediciones y ecuaciones para el cálculo de volúmenes de los fluidos.

Descripción de instalaciones y equipos adicionales para la medición.

PEMEX deberá observar las disposiciones tcnicas que la !omisión emita en materia de medición" para determinar losdetalles de la selección" dise#o" operación y marco normativo para los sistemas de medición.

De igual forma" la información correspondiente a este apartado deberá ser reportada conforme a los presenteslineamientos" as$ como con las disposiciones tcnicas emitidas por esta !omisión en esta materia.

12.8. Programa de Aprovechamiento de Gas.

En este apartado" PEMEX deberá describir el programa de aprovec%amiento del gas asociado al aceite identificandolas opciones tcnicas y estrategias de e&ecución con el ob&etivo de definir su conservación o en su caso llevar a cabo laquema y'o venteo del gas ba&o condiciones tcnicas y operativas eficientes las cuales están definidas" y deberán serconsultadas en las disposiciones tcnicas emitidas en esta materia por parte de la !omisión.

Para tal efecto" PEMEX deberá observar las estrategias a seguir para la disminución de gases de efecto de invernadero encaminadas a la reducción deemisiones de bió(ido de carbono )!*+," Metano )!-, y vapor de agua )-+*,.

PEMEX deberá observar las siguientes consideraciones en los programas de aprovec%amiento de gas/

0dentificación de fuentes para la posible conservación" quema y'o venteo de gas.

Pruebas y diagnósticos necesarios para determinar la cantidad de gas disuelto a producir.

1as opciones tcnicas y estrategias de e&ecución para la conservación o en su caso destrucción del gas.

1a evaluación económica de las opciones referentes a la conservación del gas como lo son la inyección del mismo al

yacimiento" generación de energ$a" combustible para uso interno en las instalaciones y ventas al mercado.2na evaluación socioeconómica contemplando las e(ternalidades negativas )principales pasivos ambientales," tanto

generadas como evitadas" a travs de los programas de aprovec%amiento y quema de gas.

3ecnolog$as para la quema del gas y me&ores prácticas" especificando los equipos y procesos de operación que asegurenuna quema limpia y una combustión eficiente.

!ondiciones de dise#o encaminadas a definir el tiempo de la quema del gas" ubicación" condiciones para la determinaciónde los efectos de calor y ruido.

Estudios de análisis de riesgo de operación de procesos e instalaciones.

En lo referente al dise#o y operación de la quema y venteo de gas PEMEX deberá contemplar/

4ustificación tcnica y económica del nivel m$nimo esperado referente a la quema y venteo de gas.

1as medidas adoptadas para mantener la quema y el venteo de gas a un nivel que cumpla con las normas ambientales

vigentes.

1as instalaciones para la quema y'o venteo de gas.

Principales %ipótesis para el aprovec%amiento" la quema y'o venteo de gas.

1os sistemas de/

5as combustible.

Des%idratación de gas.

!ompresión de gas.

E(portación de gas y gasoductos.

1a información correspondiente a este apartado deberá ser reportada conforme a los presentes lineamientos" as$ comocon las disposiciones tcnicas emitidas por esta !omisión en materia de quema y venteo de gas.

12.9. Seguridad Industrial y medio ambiente

Para los procesos de dise#o y documentación de los proyectos" PEMEX deberá presentar lo siguiente/

0dentificación de los peligros asociados al proyecto.

6nálisis y evaluación de los riesgos operativos de seguridad" salud e impacto al medio ambiente y comunidad.

*b&etivos y metas de seguridad" salud y protección ambiental del proyecto.

Programas para la gestión y cumplimiento de los ob&etivos" metas e indicadores por proceso de la seguridad" salud yprotección ambiental.




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Programas para atender" tolerar" transmitir y mitigar los riesgos operativos al m$nimo ra7onable" aqullos en los cuales elcosto económico de atenderlos es igual al beneficio económico esperado por su atención" anali7ados y evaluados en elnumeral 00 del presente art$culo" as$ como cada una de las recomendaciones vertidas en stos.

8ivel de implementación de los sistemas de gestión de la seguridad" salud y protección ambiental.

Estudios de sitio marino y terrestre.

!ostos asociados espec$ficamente a la seguridad industrial" protección ambiental y riesgos a la comunidad.

Estimación de los costos asociados en caso de accidentes en la e&ecución de los proyectos" tales como da#o ainstalaciones" derrames de %idrocarburos" fatalidades" da#o ambiental y diferimiento de la producción" entre otros.

12.10. Desincorporación o abandono

PEMEX deberá contemplar y describir desde el dise#o de todos y cada uno de los proyectos" la metodolog$a para ladefinición del programa y la estimación de los costos para el taponamiento de po7os y para la desincorporación deinfraestructura.

Para tal efecto" PEMEX debe considerar la infraestructura desincorporada o a desincorporar en el desarrollo deproyectos en donde pueda ser utili7ada.

3odas las propuestas de proyectos de e(plotación deben incluir" para una estimación más ob&etiva de la rentabilidad"las inversiones necesarias para el abandono de campos.

Artículo 13. 1a !omisión" a su &uicio" y considerando las caracter$sticas particulares y el impacto del proyecto podrárequerir mayor detalle en cualquiera de los rubros mencionados o información adicional.

Sin detrimento de lo anterior" PEMEX deberá informar a la !omisión" sin que se requiera oficio o solicitud alguna"cualquier documento" acto" %ec%o o circunstancia que directa o indirectamente modifique o condicione alguna de lainformación se#alada en el presente cap$tulo.

Artículo 14. PEMEX mantendrá a disposición de la !omisión" en todo momento" cualquier otra información que seconsidere relevante para entender y evaluar la estrategia de desarrollo y producción.

Capítulo III

Etapas que conforman la fase de diseo de los pro!ectos

Artículo 1". !on la información detallada en el cap$tulo anterior" PEMEX reali7ará el dise#o de los proyectos dee(ploración y e(plotación de %idrocarburos" el cual comprenderá tres etapas/

I. Etapa de 9isuali7ación )9,'Perfil.

II. Etapa de !onceptuali7ación )!,'Prefactibilidad.

III. Etapa de Definición )D,':actibilidad.1a consecución de los ob&etivos planteados en cada una de estas etapas debe garanti7ar una correcta planeación y

definición de las caracter$sticas definitivas del proyecto y sus beneficios" as$ como la identificación de los recursostcnicos" f$sicos y financieros que se requerirán para su e&ecución" con un m$nimo de desviaciones con respecto a loplaneado.

Artículo 1#. 6 efecto de que la !omisión 8acional de -idrocarburos pueda dictaminar integralmente los proyectos dee(ploración y e(plotación de %idrocarburos" PEMEX deberá elaborar y remitir a este órgano desconcentrado" a travs delos formularios respectivos conforme lo establecido en este cap$tulo" los documentos soporte de decisión" o DSD de estastres etapas" los cuales" deberán contener" de acuerdo al tipo de proyecto" la información correspondiente con el má(imonivel de detalle que permita la etapa en la que se encuentren.

Etapa de $isuali%ación &$'()erfil.

Artículo 1*. PEMEX deberá remitir a la !omisión" al mismo tiempo que al !omit de Estrategia e 0nversiones dePEMEX correspondiente" el documento de soporte de decisión )DSD;, de la etapa de 9isuali7ación )9,'Perfil.

Dic%o documento" deberá garanti7ar/

1a identificación de las oportunidades de negocio"

1os ob&etivos y el alcance general de las mismas" para la formulación y evaluación tcnica" económica y ambientalpreliminar de todas las alternativas posibles para su e&ecución"

1a identificación de riesgos" as$ como

1os peligros y evaluación de los riesgos operativos mayores.

Se elaborará un estimado de costos para cada alternativa" para efectos de determinar su factibilidad. 3odas lasalternativas que resulten tcnica" económica y ambientalmente factibles deberán presentarse y ser propuestas para pasara la etapa de !onceptuali7ación )!,' Prefactibilidad.




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Para tal efecto, los DSD1 de exploración y explotación deberán detallar los siguientes elementos:

DSD1 exploración DSD1 explotación

Resumen ejecutivo

ntecedentes y justificación del proyecto

!bjetivos y alcance del proyecto

"omentarios sobre la cantidad y calidad de lainformación utili#ada para la documentación

Descripción de la $ipótesis en %ue se soportan losplays&

lineación con las estrategias corporativas de Pemex yla pol'tica de $idrocarburos

(& Resumen ejecutivo

a Propósito y metas del proyecto

b !bjetivos y alcance del proyecto

c )ipo de yacimiento

d *bicación geográfica

e +scenarios y estrategias consideradas

f Recomendaciones

(ntroducción ((& !bjetivos y alcance de la etapa de visuali#ación

!bjetivos y alcance de la etapa de visuali#ación (((& Definir el escenario base de explotación del

yacimientocampo, en t-rminos del ciclo de vida delproyecto




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. Adquisición y evaluación de datos e información

Sísmica (2D o 3D)

Modelos eolóicos

Identificación y características de !lays.

Metodoloía !ara la o"tención de modelos eolóicos!ro"a"les.

#erforación de !o$os !aram%tricos (reistros& n'cleos&!rue"as)

Datos de !o$os vecinos y correlaciones

#lan de e!lotación y m%todos de recu!eración que se!retenden a!licar& así como las su!osiciones en cadacaso

#ronóstico de factores de recu!eración es!erados ylas reservas a incor!orar !ara cada alternativa

#ara cada alternativa !resentar el !ronóstico delvolumen de reservas !or ti!o de idrocar"uro aincor!orar (clasificadas se'n* !ro"ada& !ro"a"le y!osi"le)& así como la estimación de idrocar"uros en

sitio

As!ectos eolóicos y eofísicos& como orien delsistema& facies& miración y acumulación deidrocar"uros en el+los yacimientos& morfoloía defracturas& a!ertura y !ermea"ilidad de las fracturas&es!aciamiento de fracturas& etc.

,aracteri$ación y evaluación de el+los yacimientos&incluyendo* estudios de !o$os& inter!retación dereistros eofísicos y de im-enes& an-lisis den'cleos& evaluación del fluo& descri!ción y modelo delyacimiento (descri!ción del ti!o de roca& definición delmodelo eolóico del yacimiento)& estudios deyacimientos an-loos& eomec-nica del yacimiento&!resión del yacimiento& !orosidad y !ermea"ilidad&

etc.

Descri!ción del diarama de fluo utili$ado !ara lacaracteri$ación y evaluación de el+los yacimientos

IV. Definir los escenarios adicionales en t%rminos del ciclo

de vida del !royecto& indicando las o!ciones t%cnicasde decisión consideradas en cada escenario y una"reve descri!ción de cada una.




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Play visualizados

Ubicación geográfica

Descripción

Volumetría

Probabilidad geológica y comercial, elementos deriesgo

Estimados de costos clase V

Planes de ejecución clase V

lujos de caja!indicadores económicos

V" Plan de desarrollo

a Desarrollo inicial

b Plataforma de producción

c Declinación

d #bandono

" #nálisis de factibilidad t%cnico, económica y ambientalV$" Presentar diagramas es&uemáticos &ue muestren las

instalaciones y el flujo general de operación de cadauna de las alternativas identificadas

$" Descripción de los plays preseleccionados y

jerar&uizados

V$$" 'os m%todos de recuperación &ue se pretenden

aplicar, así como las suposiciones en cada caso

$$" 'ista de riesgos mayores y plan de ad&uisición de

información

V$$$" Pronósticos de producción así como los gastos de

inyección

a" Perfil de producción de aceite, gas y agua

" 'ista de los peligros y riesgos operativos mayores yplan de ad&uisición de información

$(" Pronóstico de factores de recuperación y las reservasa incorporar para cada alternativa

$dentificación de tecnologías y!o procesos nuevos porconsiderar

(" Pronóstico del volumen de reservas por tipo de)idrocarburo a incorporar *clasificadas seg+nprobada, probable y posible-, así como la estimaciónde )idrocarburos en sitio

" Plan de ejecución de la pró.ima etapa

/ecursos re&ueridos para ejecutar la pró.ima etapa0onceptualización *0-!Prefactibilidad

Plan de trabajo para ejecutar la pró.ima etapa

Estimados de costo clase V por cada escenario

($" $ndicar los tipos de pozos considerados en lae.plotación del área de oportunidad para cadaescenario t%cnico factible y la incorporación de nuevasar&uitecturas de pozo" $dentificar el n+mero de pozosdonde se utilizará sistemas artificiales de producción yel n+mero de pozos inyectores considerados si elproyecto lo re&uiere

($$" $nforme de pre1factibilidad económica por cada

escenario preseleccionado

a Estimados de costo 0lase V por cada escenario

b $nversión

c 0ostos de operación

d 0onsideraciones y premisas

e $ndicadores económicos *VP2, VP2!VP$, /30-




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($$$" Plan de ejecución clase V por cada escenario

preseleccionado

a Documentos de verificación de alineación del proyecto

con los objetivos del negocio

b Evaluación de los diversos mecanismos de producción

c 0onsideraciones de mercado de riesgos mayores y

plan de mitigación

($V" Plan de ejecución de la pró.ima etapa

a /ecursos re&ueridos para ejecutar la pró.ima etapa*0onceptualización-

b Programa de actividades para ejecutar la pró.ima

etapa

c Estimados de costo clase V por cada escenario

(V" 'ista de riesgos mayores y plan de ad&uisición deinformación

(V$" 'ista de los peligros y riesgos operativos mayores yplan de ad&uisición de información

(V$$"#nálisis de las principales variables y jerar&uización delos escenarios factibles

Artículo 18. Peme. tendrá la responsabilidad de asegurar &ue el D4D5 correspondiente cumpla con los presentes'ineamientos"

Artículo 19. 'a 0omisión revisará el D4D5 correspondiente, evaluará la etapa de Visualización *V-!Perfil y )ará delconocimiento de PE6E(, los comentarios y recomendaciones &ue resulten del análisis t%cnico correspondiente a la etapade Visualización *V-!Perfil"

Etapa de Conceptualización (C)/Perfactibilidad

Artículo 20. PE6E( deberá remitir a la 0omisión, al mismo tiempo &ue al 0omit% de Estrategia e $nversiones dePE6E( correspondiente, el documento de soporte de decisión *D4D7- de la etapa de 0onceptualización

*0-!Prefactibilidad"

El documento de soporte de decisión de la etapa de 0onceptualización *0-! Prefactibilidad del proyecto o *D4D7-deberá garantizar

'a generación y evaluación más detallada de las alternativas con resultados factibles identificadas en la etapa deVisualización *V-!Perfil del proyecto,

'a recopilación de información adicional, efectuando entre otros, simulaciones, pruebas, cálculos, análisis deincertidumbres y riesgos, con mayor profundidad, así como

'a integración de resultados de procesos relacionados, a fin de seleccionar la mejor opción para la ejecución del proyecto,considerando los principales riesgos operativos"

Artículo 21. 4e deberá actualizar el estimado de costos, las alternativas jerar&uizadas con las e.plicaciones &uefundamentan el orden propuesto así como la alternativa propuesta para pasar a la etapa de Definición *D-! actibilidad"

Para tal efecto, los D4D7 de e.ploración y e.plotación deberán detallar los siguientes elementos

!2 e"ploración !2 e"plotación

/esumen ejecutivo

8bjetivos y alcance del proyecto

Estrategias consideradas

/ecomendaciones

$" /esumen ejecutivo

a 8bjetivos y alcance del proyecto

b 9ipos de yacimientos

c Ubicación geográfica

d Estrategias consideradas

e /ecomendaciones




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$ntroducción $$" 8bjetivos y alcance de la etapa de conceptualización

8bjetivos y alcance de la etapa de conceptualización$$$" Descripción de los escenarios evaluados

a #spectos t%cnicos

b $dentificación de riesgos de cada una de lasalternativas seleccionadas

c 0uantificación y ponderación de riesgos

" Evaluación de datos e información

$nterpretación y ajuste de sísmica *7D o :D-

Estudios de plays

Pozos a perforar a fin de incorporar reservas

6odelo geológico conceptualizado

#justes realizados al modelo geológico con el apoyo

de pozos y yacimientos análogos

Pronósticos de factores de recuperación esperados y

las reservas a incorporar para cada alternativa

Pronóstico del volumen de reservas por tipo de

)idrocarburo a incorporar *clasificadas seg+n

probada, probable y posible-, así como la estimaciónde )idrocarburos en sitio

Descripción del diagrama de flujo utilizado para lacaracterización y evaluación de el!los yacimientos

$V" Evaluación económica del escenario seleccionado

a" Estimación de costos

b" $nversión

c" 0ostos de operación

d" 0onsideraciones y premisas

e" $ndicadores económicos *VP2, VP2!VP$, /30-

Descripción de las oportunidades de incorporación dereservas evaluadas

#spectos t%cnicos

$dentificación de riesgos de cada una de lasalternativas consideradas

0uantificación y ponderación de riesgos

V" 'os m%todos de recuperación &ue se pretendenaplicar, así como las suposiciones en cada caso

" Evaluación económica probabilística de lasoportunidades identificadas para la incorporación dereservas

V$" Pronósticos de producción esperados, así como losgastos de inyección, si es el caso




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. Lista de los peligros y riesgos operativos mayores y

plan de adquisición de información

XIV. Plan de ejecución del proyecto

a Documentos de verificación de alineación del proyectocon los objetivos del negocio

b Consideraciones de mercado precios de venta!

XV. "strategia para la administración de las incertidumbresy riesgos de los escenarios seleccionados

XVI. Plan de mitigación de las incertidumbres y riesgos#indicando actividades# acciones y recursos requeridos

XVII.Plan de ejecución de la pró$ima etapa% Definición

a &ormali'ación de roles y responsabilidades

b "studios requeridos

c Programa de trabajo clase IV

d (ecursos para ejecutar la pró$ima etapa

e Presupuesto

Artículo 22. P")"X tendr* la responsabilidad de asegurar que el D+D, cumpla con los presentes Lineamientos.

Artículo 23. La Comisión revisar* el D+D,# evaluar* la etapa de Conceptuali'ación C!-Prefactibilidad# y ar* delconocimiento de P")"X los comentarios y recomendaciones que resulten del an*lisis t/cnico correspondiente a la etapade Conceptuali'ación C!-Prefactibilidad.

Etapa de Definición (D)/Factibilidad.

Artículo 24. P")"X deber* remitir a la +ecretar0a# a la Comisión y al Comit/ de "strategia e Inversiones de P")"Xcorrespondiente# el documento de soporte de decisión D+D1! de la etapa de Definición D!-&actibilidad.

"l documento soporte de decisión de la etapa de Definición D!-&actibilidad D+D1!# deber* garanti'ar el dise2o finaldel proyecto.

"n esta etapa se deber* garanti'ar el dise2o final del proyecto con las especificaciones# las estrategias y losdocumentos necesarios para la ejecución del proyecto. 3dem*s# en esta etapa se definen los costos y los beneficios delproyecto que servir* para soportar su aprobación definitiva y la solicitud de fondos para su ejecución.

Artículo 25. "l documento de soporte de decisión de la etapa de Definición D!- &actibilidad de los proyectos dee$ploración y e$plotación o D+D1! contendr* los siguientes aspectos%

DSD3 exploración DSD3 explotación

(esumen ejecutivo

4bjetivos y alcance del proyecto

"strategias consideradas

(ecomendaciones

I. (esumen ejecutivo

a 4bjetivos y alcances del proyecto

b 5bicación geogr*fica

c "strategias consideradas

d (ecomendaciones

4bjetivos y alcance de la etapa de definición II. 4bjetivos y alcance de la etapa de definición

Introducción III. Introducción

. Perforación de po'os delimitadores IV. )otivo y justificación del proyecto

Pruebas adicionales de po'os registros# toma den6cleos# caracteri'ación de fluidos y yacimiento

V. "fectos de no reali'arse el proyecto

. Descripción del yacimiento descubierto

3spectos t/cnicos

Identificación y cuantificación de riesgos

VI. 4bjetivo y alcance del proyecto




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Análisis de riesgo del yacimiento

I. Evaluación técnico-económica del yacimiento

Criterios para evaluaciones económicas

Indicadores económicos

Sensibilidades técnicas, económicas y inancieras

VII. !eservas, tipo y denominación comercial de"idrocarburos

II. #escripción del yacimiento delimitado y caracteri$ado

Aspectos técnicos

#escripción geológica y de ingenier%a

VIII. &r%genes, destinos y utili$ación del gas natural

. Evaluación técnico-económica del yacimientocaracteri$ado y delimitado

I'. (odelo geológico

)rograma para eectuar el registro de identiicación deriesgos técnicos y operativos indicando el plan demitigación de los mismos.

'. (odelo de simulación y metodolog%a para laelaboración de pronósticos de producción

. )rograma de ad*uisición de inormación adicional 'I. )ronósticos de producción +del modelo de simulación

a Comportamiento del o los yacimientos

b Comportamiento de los po$os

I. )lan de desarrollo de ellos yacimientos caracteri$adosy delimitados, indicando los costos asociados losmismos

'II. )roductividad de po$os

a Análisis de po$os

b (onitoreo de po$os




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II. Uso de prácticas de mejoramiento del valor (PMVs) XIII. Descripción del escenario de explotación a desarrollar

a Aspectos técnicos

!"sti#icación del mejor escenario inte$ral deexplotación

c %ies$os e incertid"mre del mejor escenario inte$ralde explotación

. Administración del conocimiento&ecciones aprendidas

Mejores prácticas

Plan de rec'as de competencias

XIV. strate$ia de administración del proecto deexplotación

XV. Plan de desarrollo detallado del proecto estimadode costos clase II

a Plan inte$ral de explotación

strate$ia de explotación

Desarrollo inicial

Plata#orma de prod"cción

Declinación

Aandono

Monitoreo de explotación del acimiento

*ecnolo$+a a "tili,ar

In$enier+a ásica de detalle de po,os

Pro$rama direccional

Pro$rama de #l"idos

Pro$rama t"er+as de revestimiento prod"cción

-elección de cae,ales ároles

Pro$rama de toma de in#ormaciónDiseo de la terminación

%ies$os maores plan de manejo

*iempos de per#oración terminación

/ostos de per#oración terminación

c Plan de per#oración operación mantenimiento de

po,os

d In$enier+a ásica de instalaciones

%edes de recolección0 distri"ción0 inección transporte

*ratamiento procesamiento de l+1"idos $as

Plantas a"xiliares

*ratamiento acondicionamiento de a$"a

&istado de e1"ipos maores materiales de lar$o tiempode entre$a

stimados de costos

%ies$os maores plan de manejo

A"tomati,ación inte$ral s"s"elo s"per#icie

e Plan de constr"cción 2o adec"ación de in#raestr"ct"ra

# Plan de monitoreo control del sistema s"s"elo3s"per#icie




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$ Plan de miti$ación de ries$os

' Plan de desincorporación de activos 2o aandono

i Planes detallados para la administración

j l estimado de costos clase II de todos




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j El estimado de costos clase II de todos los elementos

del proyecto deberá estar desglosado por moneda,año y actividad

k Costos de inversión, operación y mantenimiento

l Programa de erogaciones

Costos de inversión, operación y mantenimiento

Programa de erogaciones

m Derechos

n G!as para el control del proyecto

"#I$ Evalación t%cnica, económica, ambiental y de riesgos

del proyecto de e&plotación

a$ Estrctra de precios

b$ Consideraciones y premisas

c$ Indicadores económicos '#P(, #P()#PI, *ljo dee*ectivo antes y desp%s de impestos, +I, +I,-C.

d$ /nálisis de sensibilidades t%cnicas, económicas y

simlación de escenarios

e$ iesgos mayores y plan de manejo

*$ Impacto t%cnico de los riesgos e incertidmbres




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XVII.Aspectos sobre Seguridad Industrial y Protección Ambiental

a. Análisis y evaluación de los riesgos operativos deseguridad, salud e impacto al medio ambiente y lacomunidad, así como la definición de obetivos ymetas

b. Programas para la gestión y cumplimiento de losobetivos, metas e indicadores por proceso de la

seguridad, salud y protección ambiental, observandolos estándares de seguridad industrial y protecciónambiental en la ingeniería básica

c. !ivel de implementación de los sistemas de gestión dela seguridad, salud y protección ambiental

d. "studios de sitio# marino y terrestre

e. "stimación de los costos asociados en caso deaccidentes en la eecución de los proyectos, talescomo da$o a instalaciones, derrames de%idrocarburos, fatalidades, da$o ambiental,diferimiento de la producción, entre otros

f. "valuación socioeconómica contemplando lase&ternalidades negativas 'principales pasivos

ambientales(

g. )ocumento t*cnico de descripción de permisos

gubernamentales

XVIII. "valuación del grado de definición del proyecto

XIX. +so de prácticas de meoramiento de valor 'PVs(

XX. Administración del conocimientoa -ecciones aprendidas

b eores prácticas

c Plan de brec%as de competencias

Capítulo IV

De la presentación de los proyectos a la Comisión

Artículo 26. P""X deberá dar aviso a la omisión del inicio de elaboración de un proyecto de e&ploración o dee&plotación de %idrocarburos, así como remitirá tambi*n el calendario con las fec%as en las /ue se contempla lapresentación de los )S) correspondientes de cada una de las etapas /ue integran la fase de dise$o de los proyectos, aeste órgano desconcentrado.

Artículo 27. -as IP de e&ploración y e&plotación, en sus etapas de Visuali0ación 'V(1Perfil ')S)2( y deonceptuali0ación '(1Prefactibilidad ')S)3(, serán remitidas a la omisión para su análisis, revisión y emisión decomentarios y recomendaciones.

-as IP de e&ploración o e&plotación, en su etapa de )efinición ')(14actibilidad ')S)5( serán obeto de dictaminaciónpor parte de la omisión, en t*rminos de la fracción VI, del artículo 6 de la -ey de la omisión !acional de 7idrocarburos.

Artículo 28. P""X presentará a la omisión los proyectos de e&ploración y e&plotación de %idrocarburos en susdiferentes etapas, aduntando los siguientes elementos#

omunicado suscrito por el )irector 8eneral de P""X "&ploración y Producción, o por el funcionario responsable demayor erar/uía dentro del organismo descentrali0ado /ue tenga facultades para resolver en materia de proyectos dee&ploración y e&plotación de %idrocarburos9 por el /ue se solicita a la omisión la emisión de una opinión correspondiente




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a las etapas de Visualización (V)/Perfil (DSD1) o de Conceptualización (C)/Prefactibilidad (DSD2), o bien, la emisión de undictamen por parte de la Comisión, para la etapa de Definición (D)/Factibilidad (DSD)!

"anifestación de #mpacto Petrolero ("#P) del pro$ecto, con los documentos se%alados en el art&culo ' de los presenteslineamientos tcnicos, $ conforme lo establecido en el presente cap&tulo!

Artículo 29. a Comisión elaborar* los si+uientes formatos e instructios de "#P, de acuerdo con los elementosespec&ficos detallados en el cap&tulo ## de los presentes lineamientos tcnicos, $ conforme a la etapa en -ue se encuentre.

I. "#P eploración o eplotación, etapa Visualización (V)/Perfil (DSD1)!

II. "#P eploración o eplotación, etapa Conceptualización (C)/Prefactibilidad (DSD2)!III. "#P eploración o eplotación, etapa Definición (D)/Factibilidad (DSD)!

Artículo 30. as "#P de los pro$ectos de eploración o eplotación, en su etapa de Definición (D)/Factibilidad (DSD)contendr*n, al menos, los si+uientes apartados.

0l documento soporte de decisión DSD en el cual, entre otros, se detallar*n los si+uientes planes $ pro+ramas para eldesarrollo del pro$ecto.

Pro$ecciones de producción!

Plan de las instalaciones!

Pro+ramación de inersiones!

II. Condiciones +enerales en las -ue se desarrollar* el pro$ecto!

Artículo 31. os planes $ pro$ectos referidos en el art&culo anterior deber*n presentar, al menos, los si+uientes

elementos.a. Pro$ecciones de producción en donde se detalle la si+uiente información.

a pro$ección de incorporación de reseras, a lo lar+o del ciclo productio del pla$!

0l c*lculo del olumen de petróleo crudo $ de +as natural a obtener, a lo lar+o del ciclo de ida productio del pla$!

a complementariedad tcnica $ económica de las distintas instalaciones a desarrollar, a fin de optimizar la eficienciaoperatia de cada una de ellas!

b. Plan de las instalaciones!

Descripción de instalaciones $ e-uipos, identificación de su ubicación $ cro-uis!

Vida til de las instalaciones $ de los e-uipos, as& como el pro+rama mensual $ anual de uso $ de paros pronosticados delos sistemas $ e-uipos!

Pro+ramas de se+uridad industrial, salud $ protección ambiental -ue se realizar*n como parte del desarrollo del pro$ecto!

Crono+ramas para la instalación e inicio de operación de las instalaciones!

Pruebas de las instalaciones

Pro+ramas de superisión de las instalaciones!

"ecanismos de ealuación del cumplimiento $ de correcciones en caso de fallas o insuficiencias!

. 0l Plan de Desarrollo del Campo $ de #nstalaciones de po$o para el aproec3amiento, conseración, transferencia, o biendestrucción controlada de +as, conforme a las disposiciones




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técnicas emitidas por la Comisión para tal efecto.

c. Programación de inversiones programadas, a lo largo del ciclo productivo de la empresa.

Artículo 32. En el apartado de las Condiciones generales en las que se desarrollará el proyecto, PEMEX deberáidentificar los siguientes elementos

!istado de Permisos que PEMEX debe recabar de manera previa a la reali"ación de las obras para la e#ecución de los

proyectos, conforme el apartado e$, fracción %, del art&culo '( de la !ey )eglamentaria del art&culo *+ constitucional en elramo del Petróleo.

Programa de liberación de los recursos y financiamientos que se requieran para la e#ecución del proyecto.

Artículo 33. e conformidad con la fracción %-, del art&culo '* del )eglamento de la !ey )eglamentaria del art&culo *+Constitucional en el ramo del petróleo, los proyectos considerados como principales para la ecretar&a, además de cumplircon lo establecido en los presentes lineamientos técnicos, estarán su#etos a las disposiciones que se emitan para talefecto.

Capítulo V

Del proceso de revisión y dictaminación de los proyectos

Artículo 34. !as M%P de los proyectos de e/ploración y e/plotación, en sus etapas de -isuali"ación 0-$1Perfil 0'$ yde Conceptuali"ación 0C$1Prefactibilidad 0*$, serán ob#eto de revisión por parte de la Comisión.

!os comentarios y recomendaciones de la Comisión servirán como referente técnica para PEMEX, durante elseguimiento y revisión de las distintas etapas de elaboración del proyecto.

!a Comisión contará con 2asta cuatro semanas, contadas a partir de la recepción de la solicitud, para emitir su opinión

respectiva, salvo para aquellos proyectos cuyo monto sea inferior o igual a *,333.33 millones de peso, en cuyo caso,deberán a#ustarse a lo dispuesto en los art&culos 4' y 45 de los presentes lineamientos técnicos.

Artículo 35. Para la emisión de un dictamen técnico a un proyecto de e/ploración y e/plotación, para los efectos lafracción -%, del art&culo 4 de la !ey de la Comisión 6acional de 7idrocarburos, la Comisión, al recibir la M%Pcorrespondiente, comen"ará con el proceso de revisión y dictaminación del mismo, conforme las siguientes fases

I. )evisión documental.

II. uficiencia de información.

III. ictaminación del proyecto.

Artículo 36. !a fase de revisión documental por parte de la Comisión tiene el ob#eto de verificar que todos loselementos y las etapas de dise8o de los proyectos se8alados en los cap&tulos %, %%, %%% y %- 2ayan sido observados y, en sucaso, notificar a PEMEX en un má/imo de cinco d&as 2ábiles, si no se 2a cumplido con alguno de los siguientes criterios

9ue se 2ayan entregado en su totalidad los elementos del correspondiente.9ue la M%P 2aya sido suscrita y enviada por el irector :eneral de PEMEX E/ploración y Producción, o por el funcionarioresponsable de mayor #erarqu&a dentro del organismo descentrali"ado que tenga facultades para resolver en materia deproyectos de e/ploración y e/plotación de 2idrocarburos.

9ue no e/ista omisión flagrante de información básica requerida en la M%P; y,

9ue el formulario de M%P utili"ado sea el apropiado para el proyecto en cuestión.

Artículo 37. i la Comisión identifica la falta de información conforme a lo establecido en el art&culo anterior, se locomunicará a PEMEX, para que remita la información y documentación completa. !o anterior, con el ob#eto de podercontinuar con el proceso de revisión y dictaminación de los proyectos.

Artículo 3.


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En caso de que ello no sea así, se solicitará a PEMEX la realización de las ampliaciones y correcciones necesarias. LaComisión contará con hasta dos semanas para notificar a PEMEX dicha situación.

Artículo 39. En el comunicado por el que la Comisión solicita las ampliaciones y correcciones de la MP, se detallarán!

Los elementos de la MP que requieren de ampliaciones y correcciones.

Las razones por las cuales considera que la información proporcionada en la MP es insuficiente o ine"acta# y,

Los si$uientes pasos a se$uir conforme las ampliaciones y correcciones pedidas.

Artículo 40. En caso de que la Comisión no notificare en tiempo a PEMEX que la MP requiere de ampliaciones ycorrecciones en el plazo mencionado en el artículo %& de las presentes disposiciones, se entenderá que 'stas no sonrequeridas.

Lo anterior, no o(sta para que la Comisión pueda emitir un oficio de o(ser)aciones y recomendaciones, durante elproceso de dictaminación del proyecto, en t'rminos del artículo *+ de los presentes lineamientos.

Proceso de dictaminación de la MIP

Artículo 41. Cuando una MP ha sido correctamente inte$rada y conten$a todos los elementos ustificati)osnecesarios, para que la Comisión pueda realizar su la(or de dictaminación, este ór$ano desconcentrado contará con hastacuatro semanas para los proyectos de menos o hasta +,--- millones de pesos# y con hasta ocho semanas para aquellosproyectos de más de +,--- millones de pesos, para emitir el dictamen correspondiente, contados a partir de la fecha derecepción del proyecto, o de las ampliaciones y correcciones sealadas en el artículo %/ de los presentes lineamientos.

Artículo 42. Cuando durante el proceso de dictaminación del proyecto, la Comisión considere oportuno solicitarprecisiones de alcance t'cnico a la información so(re al$una de las secciones que componen la MP, o (ien, que se

requiera una aclaración por parte de PEMEX antes de formular el dictamen correspondiente, este ór$ano desconcentradopodrá emitir un oficio de o(ser)aciones y recomendaciones, dentro de las tres semanas posteriores a la fecha en la quehaya comenzado el proceso de dictaminación.

0icho oficio contendrá, entre otros, los si$uientes elementos!

1(ser)aciones acerca de las acciones propuestas por PEMEX en el proyecto que no est'n ustificadas a uicio de laComisión#

1(ser)aciones respecto de aspectos del proyecto que serían suscepti(les de modificarse con el fin de aumentar el índicede recuperación de petróleo crudo y de $as natural, o la disminución de los costos o aumentar los (eneficios esperados#

1(ser)aciones respecto de aspectos del proyecto que serían suscepti(les de modificarse, con el o(eto de ele)ar el índice

de recuperación y la o(tención del )olumen má"imo de petróleo crudo y de $as natural en el lar$o plazo, en condicioneseconómicamente )ia(les.

1(ser)aciones respecto de aspectos del proyecto que serían suscepti(les de modificarse, con el o(eto de $arantizar la

reposición de las reser)as de hidrocar(uros, como $arantes de la se$uridad ener$'tica de la 2ación y a partir de losrecursos prospecti)os, con (ase en la tecnolo$ía disponi(le y conforme a la )ia(ilidad económica de los proyectos.

1(ser)aciones respecto de la utilización de la tecnolo$ía más adecuada para la e"ploración y e"tracción de hidrocar(uros,en función de los resultados producti)os y económicos.

1(ser)aciones respecto de la protección del medio am(iente y la sustenta(ilidad de los recursos naturales, en e"ploracióny e"tracción petrolera.

1(ser)aciones respecto de la realización de la e"ploración y e"tracción de hidrocar(uros, cuidando las condicionesnecesarias para la se$uridad industrial.

1(ser)aciones respecto de la reducción al mínimo de la quema y )enteo de $as y de hidrocar(uros en su e"tracción,conforme a las disposiciones t'cnicas emitidas en esta materia por parte la




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Comisión.

Artículo 43. PEMEX dará respuesta a estas observaciones y, de ser el caso, realizará las adecuaciones al proyecto.

Artículo 44. La emisión del oficio referido en el artículo ! de los presentes lineamientos t"cnicos suspenderá elproceso de dictaminación por parte de la Comisión, en el día en el #ue se encontraba, y se reanudará con la respuesta porparte de PEMEX al #ue $ace referencia el artículo anterior.

Respuesta de las dependencias u organismos descentralizados

Artículo 45. La respuesta #ue emita PEMEX, a los oficios de ampliaciones y correcciones, o en su caso de

observaciones y recomendaciones, deberá remitirse a trav"s del formulario de la M%P correspondiente.

&ic$a respuesta deberá centrarse en los aspectos se'alados por la Comisión( esto es, respondiendo sólo a#uellassecciones de la M%P #ue fueron ob)eto de observaciones por parte de "sta, y a#u"llas #ue deban modificarse a raíz de larespuesta #ue proporcione PEMEX o, en su caso, modificando el proyecto correspondiente.

Artículo 46. Para a#uellos proyectos cuyo monto total es menor y de $asta !,*** millones de pesos, la Comisiónemitirá sus comentarios y recomendaciones resultado de los análisis y revisión de las etapas de +isualización +-Perfil yConceptualización C-Prefactibilidad en $asta tres semanas. Para la etapa de &efinición &-/actibilidad de estosproyectos, la Comisión emitirá el dictamen correspondiente en $asta cuatro semanas.

Para a#uellos proyectos mayores !,*** millones de pe

Resolucion CNH Lineamientos Tecnicos Para Exploracion y Explotacion

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