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

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

ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, SERGIO HENRIVIER PIMENTEL VARGAS Y HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ, Comisionados integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con fundamento en los artículos 28, párrafo octavo de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; 1, 2, fracción III, y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 2, 3, 4, 5, primer párrafo, 7, fracciones II y III, 31, fracciones VI y VIII, 43, fracciones I, incisos c) y j) y III y último párrafo, 44, 47, fracción V, 85, fracciones II y III, 87, 93, 95 y 121 de la Ley de Hidrocarburos; 2, fracción I, 3, 4, 5, 22, fracciones II, III, V, VIII, X, XXIV y XXVII, 38, fracciones I y III y 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos; 1, 10, fracción I; 11, 12 y 13, fracciones II, inciso f), IV, inciso a) y XIII del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y

CONSIDERANDO

Que, con la finalidad de promover el desarrollo eficiente del sector energético, corresponde a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en adelante la Comisión, emitir la regulación para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y extracción de hidrocarburos, a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos. Lo anterior con fundamento en los artículos 7, fracción III, 31, fracción VIII; 43 fracción I inciso c) y 44 de la Ley de Hidrocarburos.

Que, el artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos ejercerá sus funciones procurando elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo y de gas natural en el largo plazo y considerando la viabilidad económica de la exploración y extracción de hidrocarburos en el área de asignación o del área contractual.

Que, el artículo 44 fracción I, de la Ley de Hidrocarburos establece que, para la revisión de la propuesta del plan de exploración, la Comisión evaluará la observancia de las mejores prácticas a nivel internacional para la evaluación del potencial de hidrocarburos, la incorporación de reservas, y la delimitación del área sujeta a la asignación o al contrato para la exploración y extracción.

Que, el artículo 44 fracción II, de la Ley de Hidrocarburos, establece que, para la revisión de la propuesta del desarrollo para la extracción, la Comisión evaluará que la tecnología y el plan de producción permitan maximizar el factor de recuperación, en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento del gas natural y los mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos.

Que, el 13 de noviembre de 2015 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación 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, los cuales fueron modificados por publicación en el mismo medio el 21 de abril de 2016 y el 22 de diciembre de 2017 respectivamente.

Que en el marco de la estrategia Integridad Gobierno Empresas Sector Energía, la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria, recomendó a la Comisión tres principales acciones a implementar en 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: i] reducción de plazos, ii] eliminación de requisitos y iii] digitalización de trámites.

Que, de la revisión los Lineamientos y analizado la importancia de su alcance, así como de la experiencia en tres años de funcionamiento, se determinó la emisión de unos nuevos Lineamientos que permitan la presentación y evaluación de los planes de exploración y de desarrollo para extracción de manera eficiente y en congruencia con las obligaciones establecidas en las asignaciones y contratos.

Que, en cumplimiento las recomendaciones de la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria, se revisaron los plazos y requisitos a lo largo de todo el proceso de aprobación y modificación de los planes de exploración y desarrollo para la extracción, así como sus programas asociados, a efecto de hacer más expeditas la presentación y aprobación de los planes.

Que, en cumplimiento de lo previsto por el artículo 28 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, con fecha diecisiete de septiembre de dos mil dieciocho, tuvo lugar la sesión del Consejo Consultivo mediante la cual se abrió el procedimiento de consulta pública, en el que se convocó la participación de representantes de instituciones destacadas del sector energético y académico, así como de asociaciones que agrupan asignatarios, contratistas y autorizados.

Que, con el objeto de cumplir con los criterios de evaluación establecidos en el artículo 44 fracción I de la Ley de Hidrocarburos, y el cumplimento de las obligaciones contenidas en las asignaciones y contratos, el Lineamiento determina cada una de las etapas de valor del plan de exploración.

Que, con el objeto de cumplir con los criterios de evaluación establecidos en el artículo 44 fracción II de la Ley de Hidrocarburos, y el cumplimento de las obligaciones contenidas en las asignaciones y contratos, el Lineamiento prevé los criterios de evaluación para la aprobación del plan de desarrollo para la extracción, los supuestos para su modificación, así como los supuestos y procedimiento de aprobación para la implementación de un programa de transición.

Que, de la revisión de los Lineamientos se advirtió la oportunidad de prever los supuestos de respecto de los descubrimientos, campos o yacimientos previamente descubiertos, de manera que el Lineamiento dispone los rubros de para realizar actividades de revaluación que permitan establecer que un campo o yacimiento previamente descubierto, sin producción a la fecha de su presentación, es comercial, dentro de programa de evaluación o bien en el programa de transición.

Que, de la revisión de los Lineamientos y con el objeto de contar con esquemas que permitan mejorar la plataforma de producción, los Lineamientos prevén supuestos para realizar actividades de producción temprana.

Que, en virtud de lo expuesto y con base en el mandato legal conferido a este Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética para la emisión de la regulación en materia de planes de exploración y de desarrollo para la extracción, el Órgano de Gobierno de esta Comisión emitió el Acuerdo CNH.E.16.002/19 mediante el cual aprobó los siguientes:

LINEAMIENTOS QUE REGULAN LOS PLANES DE EXPLORACIÓN Y DE DESARROLLO PARA LA
EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS

Título I

De las Disposiciones Comunes

Capítulo I

Disposiciones Generales

Artículo 1. Del objeto de los Lineamientos. Los presentes Lineamientos tienen por objeto regular la presentación, aprobación en su caso, modificación, seguimiento y Supervisión de los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, en términos de los artículos 7, fracción III, 31, fracciones VIII y X y 44 de la Ley de Hidrocarburos.

Asimismo, tienen por objeto regular la presentación, aprobación, en su caso modificación y Supervisión de los Programas de Evaluación, Piloto, de Trabajo, de Transición y sus respectivos Presupuestos.

Para tal efecto, los Lineamientos regulan:

I. Los elementos técnico-económicos que deberán contener los Planes y sus modificaciones;

II. Los criterios de evaluación técnica conforme a los cuales la Comisión realizará la emisión del Dictamen Técnico del Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción presentados por los Operadores Petroleros y las modificaciones a los mismos;

III. El procedimiento de presentación y evaluación para la emisión del Dictamen Técnico y, en su caso, aprobación de los Planes y sus modificaciones;

IV. Los elementos técnico-económicos que deberán contener los Programas de Trabajo y

Presupuesto, de Evaluación, Piloto y de Transición, así como los criterios de evaluación técnica conforme a los cuales la Comisión realizará el análisis para su aprobación y modificación, según corresponda;

V. El procedimiento para la presentación, evaluación y, en su caso, aprobación de los Programas de Trabajo y Presupuesto, de Evaluación, Piloto, de Transición, así como sus modificaciones, y

VI. Los términos, condiciones y plazos de entrega de información para que la Comisión ejecute las actividades de seguimiento y Supervisión del cumplimiento de los Planes aprobados, así como de los Programas de Trabajo y Presupuesto, de Evaluación, Piloto y de Transición.

Los elementos y criterios para la evaluación de los programas de aprovechamiento de Gas Natural y de recuperación secundaria o mejorada, así como de los Mecanismos de Medición de la producción de Hidrocarburos, se apegarán a lo establecido en la regulación definida por la Comisión para tales materias. Las evaluaciones respectivas formarán parte integrante del Dictamen Técnico del Plan de Exploración, y el Plan de Desarrollo para la Extracción, así como del Programa de Evaluación Programa Piloto y Programa de Transición según corresponda.

Artículo 2. Del ámbito de aplicación e interpretación. Los presentes Lineamientos son de carácter general y observancia obligatoria para los Operadores Petroleros que realicen o pretendan realizar actividades relativas a la Exploración o Extracción de Hidrocarburos en México.

Las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos deberán realizarse conforme a los Planes y programas aprobados por la Comisión.

Corresponde a la Comisión la interpretación y aplicación de los Lineamientos, así como, en su caso, la ejecución de las acciones de seguimiento y Supervisión relacionadas con su vigilancia y cumplimiento.

La Comisión podrá resolver consultas específicas, o bien, emitir acuerdos de interpretación y criterios generales para armonizar los presentes Lineamientos con los términos y condiciones de las Asignaciones y los Contratos y con la demás Normativa aplicable.

En los supuestos no previstos en los Lineamientos se aplicará de forma supletoria la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

Artículo 3. De las definiciones. Para efectos de la instrumentación e interpretación de los Lineamientos, además de las definiciones establecidas en el artículo 4 de la Ley de Hidrocarburos, se aplicarán en singular o plural y de manera armónica con las establecidas en las Asignaciones y los Contratos correspondientes, las definiciones siguientes:

I. Abandono: Todas las actividades de retiro y desmantelamiento de los Materiales, incluyendo el taponamiento definitivo y abandono de Pozos, el desmontaje y retiro de todas las plantas, plataformas, instalaciones, maquinaria y equipo suministrado o utilizado en la realización de las Actividades Petroleras, así como la restauración ambiental del área afectada en la realización de estas Actividades Petroleras, de conformidad con los términos y condiciones de una Asignación o de un Contrato, las Mejores Prácticas de la Industria, la Normativa y el sistema de administración;

II. Anexo: Documento descriptivo en el que la Comisión establece el nivel de detalle técnico económico, que deben contener los Planes, Programas de Evaluación, Programa Piloto, Programas de Transición, así como el informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, Notificación de Descubrimiento, informe de evaluación y la declaración de Descubrimiento Comercial, y que forman parte integral de los Lineamientos;

III. Área de Desarrollo o Extracción: Significa, con relación a cualquier Descubrimiento Comercial, la superficie y proyección vertical dentro del Área de Asignación o Contractual que cubre la totalidad de las estructuras del subsuelo o cierres estratigráficos que definen el Yacimiento o el intervalo de interés del Campo donde se llevó a cabo el Descubrimiento, ello sin perjuicio de la Normativa aplicable en materia de Unificación.

Para el caso de los Yacimientos No Convencionales, significa aquella superficie cuya

proyección vertical contiene todos los Pozos e instalaciones asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por un Operador Petrolero, relativa a una o múltiples Áreas de Interés dentro de un Área de Asignación o Contractual;

IV. Área de Interés: Área objetivo dentro de un Área Contractual o Área de Asignación, que cuenta con las mejores propiedades de la materia orgánica, de roca y mecánicas en una formación de lutitas o vetas de carbón en la que se puede inferir que se tendría un potencial de producción comercial. Área más productiva del Yacimiento, también conocido como Sweet Spot;

V. Campo: Área consistente en uno o varios Yacimientos, agrupados o relacionados conforme a determinados aspectos geológicos estructurales y condiciones estratigráficas;

VI. Caracterización y Delimitación: Actividades de Exploración que tienen como objetivo que el Operador Petrolero determine los límites, características y capacidad de producción de algún Descubrimiento, o de algún Campo o Yacimiento previamente descubierto, así como señalar si estos son un Descubrimiento Comercial. Para Yacimientos No Convencionales, por su naturaleza de Yacimientos sin límites relacionados a una estructura geológica, el objetivo de estas actividades se enfoca en determinar las características y capacidad de producción de un Descubrimiento de algún Campo o Yacimiento previamente descubierto.

Dichas actividades corresponden a la evaluación y deberán entenderse como las actividades de delimitación del área a que refiere el artículo 44, fracción I de la Ley de Hidrocarburos;

VII. Comisión: Comisión Nacional de Hidrocarburos;

VIII. Contrato: Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

IX. CNIH: Centro Nacional de Información de Hidrocarburos;

X. Desarrollo para la Extracción: Las actividades que se relacionen directamente con la Extracción de Hidrocarburos;

XI. Descubrimiento: La acumulación o conjunto de acumulaciones de Hidrocarburos en el subsuelo que, mediante actividades de perforación, se haya demostrado que contienen volúmenes de Hidrocarburos. En el caso de Yacimientos No Convencionales, se debe demostrar mediante pruebas o análogos que los Hidrocarburos pueden o podrían fluir a superficie;

XII. Descubrimiento Comercial: El Descubrimiento que puede ser desarrollado y producido bajo una base comercial después de considerar todos los factores técnicos y económicos, incluyendo, sin limitación, la información operacional y financiera, cualquier programa de prueba que se juzgue necesario llevar a cabo, las Reservas recuperables, los niveles de producción y los requerimientos de transporte de los Hidrocarburos. El término Descubrimiento Comercial aplicará también para el caso de Campos o Yacimientos previamente descubiertos;

XIII. Dictamen Técnico: Acto administrativo en el que la Comisión expresa el análisis técnico-económico de los Planes, Programas de Evaluación, Programas de Transición y Programa Piloto, según corresponda, en términos del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, los presentes Lineamientos, así como de las Asignaciones y Contratos respectivos;

XIV. Evaluación del Potencial de Hidrocarburos: Actividades de Exploración que tienen como objetivo identificar áreas donde pudieran existir acumulaciones naturales de Hidrocarburos para estimar los volúmenes por descubrir, comprobando el funcionamiento del sistema petrolero, así como el potencial de los Plays identificados en áreas adyacentes, mediante el reconocimiento de Oportunidades Exploratorias o Áreas de Interés;

XV. Factor de Recuperación: Fracción del volumen de aceite o gas original de un Yacimiento que puede ser extraída en condiciones económicamente viables a lo largo de la vida productiva de un Yacimiento, a través de recuperación primaria, secundaria y mejorada;

XVI. Incorporación de Reservas: Actividades de Exploración que incluyen la perforación de Pozos exploratorios y los estudios asociados, en las que se prueba un Prospecto Exploratorio o Área

de Interés para confirmar la presencia de Hidrocarburos que derivan en un Descubrimiento dentro de un Área de Asignación o Contractual;

XVII. Lineamientos: Los presentes Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos;

XVIII. Materiales: Maquinarias, herramientas, equipos, artículos, suministros, tuberías, plataformas de perforación o producción, artefactos navales, plantas, infraestructura y otras instalaciones adquiridas, suministradas, arrendadas o poseídas de cualquier otra forma para su utilización en las Actividades Petroleras, incluyendo las instalaciones de Recolección;

XIX. Mecanismos de Medición: Conjunto integrado de competencias técnicas, estándares, procedimientos y sistemas de medición, para la medición del volumen y la determinación de la calidad de los Hidrocarburos, tanto para la medición fiscal, como para las mediciones operacional, de referencia y de transferencia;

XX. Mejores Prácticas de la Industria: Normas, métodos, estándares, prácticas operativas y procedimientos publicados en materia de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, así como del Abandono, los cuales, en el ejercicio de un criterio razonable y a la luz de los hechos conocidos al momento de tomar una decisión, se considera que obtendrían los resultados planeados e incrementarían los beneficios económicos en la Exploración y la Extracción de Hidrocarburos;

XXI. Normativa: Todas las leyes, reglamentos, disposiciones administrativas de carácter general, decretos, órdenes administrativas, resoluciones administrativas y judiciales, así como las demás normas que se encuentren en vigor en el momento en el que debe cumplirse con una obligación;

XXII. Operador Petrolero: Asignatarios y Contratistas, según corresponda.

Para el caso de Contratistas, tendrá el carácter de Operador Petrolero, aquel que hubiere sido designado con tal carácter en el Contrato respectivo;

XXIII. Oportunidad Exploratoria: Conjunto de rasgos geológicos visualizado y susceptible de contener uno o varios Yacimientos y que puede convertirse en un Prospecto Exploratorio, mediante estudios geológicos y geofísicos enfocados a reducir la incertidumbre sobre la presencia de los elementos del sistema petrolero;

XXIV. Plan de Desarrollo para la Extracción: Documento en el cual el Operador Petrolero describe de manera secuencial las actividades relacionadas con la Extracción, en razón de una Asignación o Contrato del que es titular. Lo anterior en términos de la fracción XV del artículo 4 y el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, de los Lineamientos y con la información y el nivel de detalle del Anexo II o IV, según corresponda, así como de la Normativa emitida por la Comisión;

XXV. Plan de Exploración: Documento en el cual el Operador Petrolero, describe de manera secuencial o simultánea las actividades a realizar encaminadas a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, Incorporación de Reservas, así como la Caracterización y Delimitación, según resulte aplicable, dentro del Área de Asignación o Contractual de la que es titular. Lo anterior en términos del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y de los Lineamientos, con la información y el nivel de detalle del Anexo I o IV, según corresponda, así como de la Normativa emitida por la Comisión;

XXVI. Planes: De manera conjunta o indistinta, los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción;

XXVII. Play: Conjunto de condiciones en el subsuelo que comparten características geológicas similares de rocas generadora, almacenadora y sello, así como procesos de generación y migración que podrían contener potenciales acumulaciones de Hidrocarburos.

Para Yacimientos No Convencionales, consiste en el conjunto de condiciones en el subsuelo

que comparten características geológicas similares de roca almacenadora y que podrían contener potenciales acumulaciones de Hidrocarburos;

XXVIII. Pozo: Construcción efectuada en el subsuelo para comunicar la superficie con el Yacimiento, con el objeto de realizar actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

XXIX. Pozo Tipo: Pozo representativo para el desarrollo parcial o total de un Campo para Yacimientos No Convencionales, cuya perforación requiere previa autorización en términos de los Lineamientos de Perforación de Pozos;

XXX. Presupuesto: Documento en el que se detallan los costos estimados por un Operador Petrolero en concordancia con las actividades establecidas en un Programa de Trabajo; tratándose de Asignaciones, este se entiende como las inversiones programadas;

XXXI. Producción Temprana: Es la producción de Hidrocarburos que, de manera excepcional, y dentro del Programa de Transición, pueden realizar los Operadores Petroleros, hasta la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción.

Tratándose de Yacimientos No Convencionales de Lutitas es aquella que pueden llevar a cabo los Operadores Petroleros durante la ejecución del Plan de Exploración o durante el Programa Piloto y hasta la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción;

XXXII. Programa de Evaluación: Documento en el cual el Operador Petrolero describe de manera secuencial las actividades de Caracterización y Delimitación a realizar, o bien, las actividades de revaluación que permitan establecer que un Campo o Yacimiento previamente descubierto, sin producción a la fecha de su presentación, es comercial. Lo anterior, con independencia de la denominación que se le pueda atribuir en una Asignación o en un Contrato. En el caso de Planes relativos a Yacimientos No Convencionales, corresponde al Programa Piloto;

XXXIII. Programa de Inversiones: Documento en el que se detallan los costos programados por un Operador Petrolero en concordancia con las actividades establecidas en un Plan, Programa de Evaluación, Programa Piloto o Programa de Transición, según resulte aplicable. Lo anterior, con independencia de la denominación que se le atribuya en una Asignación o en un Contrato;

XXXIV. Programa de Trabajo: Documento en el cual los Operadores Petroleros desglosan las actividades que realizarán a lo largo de un año calendario o en el plazo que se estipule en una Asignación o Contrato, de conformidad con los Planes aprobados. Lo anterior, con independencia de la denominación que se le pueda atribuir en una Asignación o en un Contrato;

XXXV. Programa de Transición: Documento en el que el Operador Petrolero detalla las actividades relacionadas con la Extracción que permiten dar continuidad operativa, realizar actividades de Producción Temprana o en su caso revaluar el Campo o Yacimiento previamente descubierto, con producción, dentro de un Área de Asignación o Contractual, en tanto se aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente.

Lo anterior, con independencia de la denominación que se le pueda atribuir en una Asignación o en un Contrato;

XXXVI. Programa Piloto: Documento en el cual el Operador Petrolero describe las actividades de Caracterización y Delimitación en un Yacimiento No Convencional;

XXXVII. Prospecto Exploratorio: Condición geológica del subsuelo que, de acuerdo con sus atributos técnicos y económicos, tiene posibilidades de contener Hidrocarburos en cantidades comerciales y es susceptible de ser perforada. También puede ser denominado como localización;

XXXVIII. Secretaría: Secretaría de Energía;

XXXIX. Supervisión: Es el ejercicio de las facultades de verificación, inspección o auditoría de la Comisión, con el objeto de comprobar el cumplimiento de los Lineamientos, de los términos y

condiciones de las Asignaciones y Contratos, así como de los Planes, Programas de Evaluación, Piloto, de Transición, de Trabajo y Presupuesto por parte de los Operadores Petroleros;

XL. Unificación: La instrucción emitida por la Secretaría a los Asignatarios y/o Contratistas, una vez determinada la existencia de un Yacimiento compartido en las Áreas de Asignación o Áreas Contractuales de las que son titulares;

XLI. Yacimiento: Acumulación natural de Hidrocarburos en rocas del subsuelo, las cuales tienen características físicas para almacenarlos y permitir su flujo bajo ciertas condiciones;

XLII. Yacimiento No Convencional: Se refiere conjunta o indistintamente a Yacimiento No Convencional de Lutitas y Yacimiento No Convencional en Vetas de Carbón;

XLIII. Yacimiento No Convencional de Lutitas: Formación de lutitas con propiedades petrofísicas, geoquímicas y geomecánicas que le permiten generar y contener Hidrocarburos, los cuales pueden ser producidos mediante técnicas especiales, y

XLIV. Yacimiento No Convencional en Vetas de Carbón: Acumulaciones de carbón que, siendo roca generadora, almacenan gas y requieren ser fracturadas hidráulicamente para la Extracción de este.

Artículo 4. De los medios de comunicación entre los Operadores Petroleros y la Comisión. Los Operadores Petroleros deberán presentar la información y documentación referida en los Lineamientos por escrito, a través de medios físicos o de comunicación electrónica. Lo anterior, en términos de los formatos y medios que para tal efecto establezca la Comisión.

Las notificaciones por parte de la Comisión se realizarán en términos de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo; para los casos de notificaciones a través de medios de comunicación electrónica, será necesaria la manifestación de aceptación expresa del Operador Petrolero.

No será necesario presentar aquella información que el Operador Petrolero hubiere entregado previamente a la Comisión, siempre que en la solicitud se especifique el documento o trámite en el que se haya presentado dicha información anteriormente, manifieste, bajo protesta de decir verdad, que dicha información se encuentra vigente, sin cambios y que la Comisión no ha realizado observaciones al respecto.

La información que se presente en términos de los Lineamientos deberá constar en idioma español. La Comisión podrá permitir, por excepción, la presentación de documentos en idioma inglés, solo cuando estos sean parte del soporte técnico descriptivo de los estándares, Mejores Prácticas de la Industria o Materiales a utilizar en la ejecución de los Planes.

Los Operadores Petroleros podrán solicitar la celebración de audiencias y reuniones de trabajo en cualquier momento, o bien, la Comisión podrá citarlos a comparecer, a fin de que manifiesten lo que a su derecho convenga, respecto de las observaciones o peticiones de aclaración de la información o documentación, realizadas por la Comisión.

Estas reuniones se podrán solicitar previo a la fecha de presentación de los Planes, con el objeto de que se realicen las aclaraciones y observaciones que se consideren necesarias respecto de los requisitos de estos.

La Comisión promoverá la realización de talleres informativos para la aclaración de los trámites y contenidos de la documentación a presentar con motivo de la aplicación de los Lineamientos.

La información que los Operadores Petroleros presenten además de la incluida en su solicitud, en atención a la prevención, o sin que medie requerimiento de aclaración por parte de la Comisión, podrá ser tomada en cuenta para la resolución del procedimiento que corresponda, a juicio de la Comisión.

La Comisión podrá definir acciones de mejora en el proceso de implementación de los Lineamientos, tales como mecanismos automatizados de documentación y Supervisión del cumplimiento de los Planes y demás programas previstos en los presentes Lineamientos, así como el desarrollo de sistemas y bases de datos o cualquier otro método que mejore la eficiencia en el reporte y cumplimiento de las obligaciones establecidas en la presente regulación.

Artículo 5. De la clasificación de la información. La Comisión clasificará, según corresponda, la información recibida con motivo del cumplimiento de los Lineamientos, de conformidad con la Ley General de Transparencia y Acceso a la Información Pública, la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública, la Ley de la Propiedad Industrial y demás Normativa aplicable. Lo anterior, sin perjuicio de la información que la Comisión deba hacer pública con motivo del cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, de la Normativa, o bien, por mandato de autoridad competente.

Artículo 6. De la entrega de la información al CNIH. La información que genere el Operador Petrolero durante el desarrollo de las actividades de Exploración y Extracción y vinculada a las mismas, es propiedad de la Nación y deberá ser entregada al CNIH en los términos y condiciones de la regulación emitida por la Comisión.

Artículo 7. Del cumplimiento de la Normativa. La Comisión emitirá las resoluciones correspondientes a los Planes, sin detrimento de que los Operadores Petroleros deban contar con los permisos y autorizaciones correspondientes en las demás materias reguladas por la propia Comisión o por aquellas autoridades que, en el ámbito de sus atribuciones, resulten aplicables.

La Comisión se coordinará con las autoridades competentes para desarrollar los mecanismos de comunicación que permitan realizar la evaluación integral de los Planes, así como para propiciar el desarrollo de las Actividades Petroleras.

Artículo 8. De la información que la Comisión comunicará a las autoridades competentes. La Comisión podrá compartir información con otras autoridades competentes en el sector Hidrocarburos. Lo anterior, en el marco de sus respectivas facultades y atribuciones.

Artículo 9. De los procedimientos establecidos en las Asignaciones y Contratos. Los Operadores Petroleros deberán cumplir con los plazos establecidos en las Asignaciones o Contratos que correspondan, para la presentación de los Planes, notificación de un Descubrimiento, declaración de Descubrimiento Comercial, Programas de Evaluación, Programas Piloto, Programas de Transición; Programas de Trabajo y Presupuesto y demás procedimientos administrativos materia de los Lineamientos.

A falta de plazo expresamente previsto en dichas Asignaciones o Contratos, se deberá cumplir con los plazos establecidos en estos Lineamientos para tales efectos.

Capítulo II

De las Obligaciones Generales de los Operadores Petroleros

Artículo 10. De la aprobación previa de los Planes. Los Operadores Petroleros deberán obtener la aprobación de la Comisión previo al inicio de la ejecución de las actividades del Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción.

Artículo 11. De los programas. En los términos previstos en los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán obtener la aprobación de la Comisión de los siguientes programas:

I. Programa de Evaluación;

II. Programa Piloto;

III. Programa de Trabajo y Presupuesto, cuando así se prevea en los Contratos respectivos, y

IV. Programa de Transición.

Lo anterior, sin prejuicio de obtener la autorización de la Comisión o de las autoridades competentes de los siguientes programas:

I. Programa de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional;

II. En su caso, la evaluación del programa de recuperación secundaria o mejorada propuesto, y

III. La aprobación de los programas de aprovechamiento de Gas Natural Asociado y los Mecanismos de Medición, conforme a la Normativa aplicable.

Artículo 12. Del pago de aprovechamientos. Los Operadores Petroleros deberán pagar los derechos y aprovechamientos que al efecto se establezcan, a fin de tramitar y resolver las solicitudes de aprobación y modificaciones de los Planes, Programas de Evaluación, Piloto y de Transición, por los servicios de administración y seguimiento técnico de las Asignaciones y Contratos. Asimismo, deberán pagar los derechos y aprovechamientos por cualquier otro concepto, en términos de los Lineamientos y conforme establezca la Normativa correspondiente.

Artículo 13. De los avisos y reportes. Los Operadores Petroleros deberán presentar los avisos y reportes que determinen los Lineamientos, en los plazos y con la documentación que en los mismos se establezcan.

Artículo 14. De la entrega de información. Será responsabilidad exclusiva de los Operadores Petroleros, la veracidad de la información que presenten debido al cumplimento de los Lineamientos.

Lo anterior, sin detrimento de que la Comisión pueda requerir a los Operadores Petroleros documentos e información adicional para constatar la veracidad de está, como parte de sus facultades de seguimiento y Supervisión.

Título II

Del Plan de Exploración y del Plan de Desarrollo para la Extracción

Capítulo I

Del procedimiento de aprobación de los Planes

Artículo 15. De la solicitud de aprobación del Plan. La solicitud de aprobación del Plan deberá presentarse mediante el formato AP y su instructivo adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, así como el documento que integra el Plan, con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo respectivo.

Artículo 16. Del plazo para la emisión del Dictamen Técnico. La Comisión resolverá respecto del Plan en un plazo no mayor a ochenta y cinco días naturales, contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de aprobación del Plan. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 17. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior, la Comisión tendrá un plazo de hasta quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero para que, dentro de un plazo de quince días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta ocho días hábiles.

En caso de prevención, la Comisión suspenderá el plazo a que se refiere el artículo anterior, el cual se reanudará a partir del día hábil siguiente a aquél en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

Transcurrido el plazo otorgado a los Operadores Petroleros para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta o, recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho de los Operadores Petroleros para presentar nuevamente el Plan que corresponda.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del Plan que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 18. De los criterios para evaluar los Planes. Para la evaluación de los Planes la Comisión considerará los criterios establecidos en los artículos 40, 59, 74 o 94 de los Lineamientos, según resulte aplicable para el Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, o en su caso de Yacimientos No Convencionales.

Artículo 19. Del Dictamen Técnico de la Comisión. La Comisión resolverá respecto del Plan que presente el Operador Petrolero, mediante un Dictamen Técnico por el que podrá concluir que se apruebe o en su caso, se niegue la aprobación del Plan.

El Dictamen Técnico que emita la Comisión deberá contener, al menos, los siguientes elementos:

I. Identificación del Operador Petrolero y del Área de Asignación o Contractual, según corresponda;

II. Elementos generales del Plan materia del Dictamen Técnico;

III. Relación cronológica del proceso de revisión;

IV. Criterios de evaluación aplicables para la emisión del Dictamen Técnico, según corresponda a cada Plan;

V. Análisis del cumplimiento de los criterios de evaluación, incluyendo los programas de aprovechamiento de Gas Natural Asociado, económicamente viables y los Mecanismos de Medición, y

VI. Sentido del Dictamen Técnico, el cual podrá emitirse con cualquiera de los siguientes alcances:

i. Aprobar el Plan presentado;

ii. De así considerarlo, requerir adecuaciones, cuando la Comisión determine que los elementos contenidos en el Plan presentado son insuficientes para alcanzar los objetivos que se persiguen con el mismo y cumplir con los criterios previstos en la Ley de Hidrocarburos y los Lineamientos, lo cual comunicará por escrito al Operador Petrolero otorgándole un plazo de cuarenta y cinco días naturales contados a partir de que se le notifique la resolución, para que presente un Plan con las adecuaciones solicitadas por la Comisión, o en su caso manifieste lo que a su derecho convenga en relación con las mismas.

El Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del Plan que incluya las observaciones de la Comisión para su correspondiente análisis y deberá cumplir con los requisitos de los artículos 39, 58, 73 o 93 de los Lineamientos.

La Comisión resolverá dentro del plazo establecido en el artículo 16 de los Lineamientos, el cual podrá reducirse hasta la mitad considerando el grado de análisis necesario.

La Comisión sólo podrá requerir adecuaciones al Plan propuesto hasta por dos ocasiones.

iii. No aprobar el Plan presentado. Cuando no se cumplan con los criterios establecidos en los artículos 40, 59, 74 o 94 de los Lineamientos.

Lo anterior será aplicable también, cuando habiendo agotado el trámite citado en la fracción anterior, no se cumplan dichos criterios.

Previo a ejecutar el Plan de Exploración o el Plan de Desarrollo para la Extracción, los Operadores Petroleros deberán contar con la aprobación de éstos por parte de la Comisión.

Lo anterior sin detrimento de la obtención de los permisos, autorizaciones y resoluciones favorables de las autoridades competentes en materia de impacto ambiental y social, entre otras.

Artículo 20. Del contenido adicional del Dictamen Técnico. Adicionalmente, la Comisión podrá resolver respecto de los siguientes temas al momento en que emita el Dictamen Técnico, los cuales no afectarán el sentido de este:

I. Programa de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, así como del programa de transferencia de tecnología, cuando se cuente con la opinión de la Secretaría de Economía antes de la resolución del Plan;

II. Primer Programa de Trabajo y Presupuesto asociados a los Planes correspondientes, cuando así lo prevean los Contratos y Asignaciones;

III. Recomendaciones que consideren áreas de mejora en la ejecución del Plan respectivo;

IV. Para los casos de los Planes de Desarrollo para la Extracción, la aprobación del Área de

Extracción, con la información y el nivel de detalle del numeral 4.1 del Anexo II o del numeral 4.1 del apartado B del Anexo IV, según corresponda, y

V. En su caso, la evaluación del programa de recuperación secundaria o mejorada propuesto.

Capítulo II

Del procedimiento de modificación del Plan

Artículo 21. De los supuestos de modificación del Plan. Los Operadores Petroleros deberán solicitar la aprobación para la modificación de un Plan cuando se actualice alguno de los supuestos establecidos en los artículos 41, 62, 76 o 97 de los Lineamientos, según resulte aplicable para el Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, respectivamente.

Artículo 22. De los requisitos para solicitar la modificación del Plan. La solicitud de modificación del Plan deberá presentarse, mediante el formato MP y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, así como el documento que integra los apartados del Plan que sufran modificación, una tabla comparativa de los cambios que se proponen, así como la justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado, con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo respectivo.

Artículo 23. Del plazo para resolver la solicitud de modificación. La Comisión resolverá respecto de la modificación al Plan en un plazo no mayor a treinta y cinco días hábiles, contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de modificación del Plan. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 24. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior, la Comisión tendrá un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud, para revisar la documentación presentada y en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de diez días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta cinco días hábiles.

En caso de prevención la Comisión suspenderá el plazo a que se refiere el artículo anterior de estos Lineamientos y se reanudará a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada de la propuesta de modificación del Plan que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 25. De los criterios para evaluar la modificación. Para evaluar la aprobación de la modificación, la Comisión considerará los mismos criterios que se utilizaron para la evaluación del Dictamen Técnico establecidos en los artículos 40, 59, 74 o 94 de los Lineamientos, según resulte aplicable para el Plan de Exploración o de Desarrollo para la Extracción, o en su caso de Yacimientos No Convencionales.

La aprobación de las modificaciones al Plan será condición necesaria para que pueda iniciarse la ejecución de éstas.

Artículo 26. De la resolución de la modificación. La Comisión resolverá respecto de la modificación al Plan que presente el Operador Petrolero mediante un Dictamen Técnico por el que podrá aprobar o, en su caso, negar la modificación al Plan.

El Dictamen Técnico que emita la Comisión deberá contener lo señalado en el artículo 19 de los Lineamientos, en lo que resulte aplicable conforme a la modificación presentada.

Capítulo III

De los Programas de Trabajo y Presupuesto

Artículo 27. De la presentación del Programa de Trabajo y Presupuesto. El Operador Petrolero deberá cumplir con los términos y plazos establecidos en las Asignaciones o Contratos que correspondan para la presentación del Programa de Trabajo y Presupuesto.

A falta de plazo expresamente previsto en las Asignaciones o Contratos, se deberá cumplir con lo siguiente:

I. Con la entrega del Plan de Exploración o del Plan de Desarrollo para la Extracción, el Operador Petrolero deberá presentar para la evaluación correspondiente y, en su caso aprobación, el primer Programa de Trabajo y Presupuesto del periodo. Dicho Programa de Trabajo y Presupuesto deberá contemplar las actividades y los costos del resto del año calendario en el que se presenta el Plan correspondiente y del año calendario siguiente. La Comisión los evaluará conforme al procedimiento y los plazos establecidos para la aprobación del Plan de Exploración o el Plan de Desarrollo para la Extracción, según sea el caso, y

II. A partir del segundo Programa de Trabajo y Presupuesto, los Operadores Petroleros deberán entregarlos a más tardar el primer día hábil de octubre del año calendario, contemplando las actividades y los costos del siguiente año calendario.

Será materia de aprobación, el Programa de Trabajo y el Presupuesto que se encuentra asociado a Contratos con recuperación de costos.

Tratándose de aquellos casos de Contratos sin recuperación de costos y Asignaciones, su entrega es únicamente indicativa, es decir, de carácter informativo y la Comisión tomará conocimiento del Programa de Trabajo y Presupuesto presentados por el Operador Petrolero.

Artículo 28. Del contenido del Programa de Trabajo y Presupuesto. El Programa de Trabajo y Presupuesto que presente el Operador Petrolero para su aprobación, deberá observar los términos establecidos en los Contratos de que se traten y presentarse por medio del formato PTP y su instructivo, incluyendo el inventario de activos que incluya Pozos e instalaciones existentes o por desarrollar al amparo del Contrato, así como la información de costeo de actividades relacionadas al Fideicomiso de Abandono, el inventario para la conformación del Fideicomiso de Abandono y el cálculo de aportaciones para el Fideicomiso de Abandono.

Tratándose de Contratos sin recuperación de costos, el Operador Petrolero deberá presentar el Programa de Trabajo y Presupuesto a través del formato PTP y su instructivo a fin de que la Comisión tenga conocimiento, en términos del último párrafo del artículo anterior.

Para el caso de Asignaciones con Planes de Exploración deberá observar los términos establecidos en las Asignaciones de que se traten y presentarse por medio del formato PAA-EXP.

Para el caso de Asignaciones con Planes de Desarrollo para la Extracción, se deberán observar los términos establecidos en las Asignaciones de que se traten y presentarse por medio del formato PAA-EXT.

Artículo 29. Del plazo para resolver el Programa de Trabajo y Presupuesto. La Comisión resolverá respecto del Programa de Trabajo y Presupuesto en un plazo no mayor a veinte días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de aprobación. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 30. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior la Comisión tendrá un plazo de hasta cinco días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción del Programa de Trabajo y Presupuesto, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de cinco días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta tres días hábiles.

En caso de prevención la Comisión suspenderá el plazo establecido en el artículo anterior y se reanudará a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

trámite, dejando a salvo el derecho de los Operadores Peroleros para presentar nuevamente el Programa de Trabajo y Presupuesto.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del Programa de Trabajo y Presupuesto que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 31. De los criterios para evaluar el Programa de Trabajo y Presupuesto. Para la aprobación del Programa de Trabajo y Presupuesto, la Comisión evaluará:

I. La congruencia del Programa de Trabajo y Presupuesto con el Plan presentado o aprobado, según corresponda, y

II. El cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo, el Incremento del Programa Mínimo o el Compromiso Mínimo de Trabajo, según corresponda.

Artículo 32. De la resolución del Programa de Trabajo y Presupuesto. La Comisión resolverá respecto de la aprobación al Programa de Trabajo y Presupuesto que presente el interesado, mediante una resolución por la que podrá aprobar o, en su caso, negar la aprobación del Programa de Trabajo y Presupuesto.

Artículo 33. De la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto. El Programa de Trabajo y Presupuesto podrá ser modificado, en términos de las Asignaciones o Contratos de las que el Operador Petrolero sea titular, para lo cual deberá observar lo siguiente:

I. Tratándose del Programa de Trabajo y Presupuesto que se encuentren relacionados a un Contrato con recuperación de costos, el Operador Petrolero deberá solicitar la aprobación de la modificación de dicho Programa de Trabajo y Presupuesto en términos de los artículos 34 a 38 de los Lineamientos, según corresponda. Lo anterior, siempre y cuando dichas modificaciones no impliquen la modificación del Plan conforme a alguno de los supuestos previstos en los artículos 41, 62, 76 o 97 de los Lineamientos, según corresponda;

II. Para el caso del Programa de Trabajo y Presupuesto relacionado a Contratos sin recuperación de costos, el Operador Petrolero sólo dará aviso a la Comisión mediante el formato MPTP, y

III. Tratándose de Asignaciones, el Operador Petrolero sólo dará aviso a la Comisión a través del formato PAA-EXP o el formato PAA-EXT y su instructivo, según corresponda.

En los supuestos previstos en las fracciones II y III del presente artículo, el Operador Petrolero deberá describir las actividades que se modifican en el Programa de Trabajo y Presupuesto originalmente presentado.

Artículo 34. De los requisitos para solicitar la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto que se encuentre relacionado a un Contrato con recuperación de costos. La solicitud de la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto a que se refiere la fracción I del artículo anterior deberá presentarse mediante el formato MPTP y su instructivo, así como el documento que integra la modificación al Programa de Trabajo y Presupuesto, con la siguiente información:

I. La racionalidad y los beneficios de la modificación propuesta, y

II. Comparación entre el Programa de Trabajo y Presupuesto aprobado y la justificación de las desviaciones en los costos respecto del Presupuesto original.

Artículo 35. Del plazo para resolver la solicitud de modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto. La Comisión resolverá respecto de la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto en un plazo no mayor a quince días hábiles, contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de modificación al Programa de Trabajo y Presupuesto. Si la Comisión no resuelve la solicitud en el tiempo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 36. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior, la Comisión contará con un plazo de hasta cinco días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de cinco días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta tres días hábiles.

En caso de prevención, la Comisión suspenderá los plazos a que se refiere el artículo anterior y se reanudarán a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada de la propuesta de modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 37. De los criterios para evaluar la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto. Para evaluar la aprobación de la modificación, la Comisión considerará los mismos criterios establecidos en el artículo 31 de los Lineamientos.

Artículo 38. De resolución de la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto. La Comisión resolverá respecto de la modificación al Programa de Trabajo y Presupuesto mediante una resolución, por la que podrá aprobar o, en su caso, negar la modificación al Programa de Trabajo y Presupuesto.

Título III

De lo relativo al Plan de Exploración

Capítulo I

De las características de la aprobación del Plan de Exploración

Artículo 39. De los elementos del Plan de Exploración. Las actividades previstas en el Plan de Exploración deberán ser congruentes con la etapa o etapas de madurez en las que se encuentre el Área de Asignación o Contractual que se trate, con la posibilidad de abarcar una parte o la totalidad del proceso de Exploración en consistencia con lo siguiente:

I. Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, cuando los objetivos del Plan sean estimar los volúmenes de Hidrocarburos en acumulaciones por descubrir, así como identificar las Oportunidades Exploratorias en el Área de Asignación o Contractual;

II. Incorporación de Reservas, cuando se lleven a cabo estudios exploratorios con el objetivo de determinar Prospectos Exploratorios, mismos que serán probados a través de la perforación de Pozos, y

III. Caracterización y Delimitación, cuando exista un Descubrimiento, en el Área de Asignación o Contractual, que deba ser evaluado o revaluado para confirmar sus dimensiones, extensión, volumen original, así como el potencial productivo en condiciones económicamente viables, para determinar si el Descubrimiento evaluado puede ser un Descubrimiento Comercial.

El Plan de Exploración que presenten los Operadores Petroleros deberá presentarse mediante formato AP, su instructivo y conforme a la información y al nivel de detalle del Anexo I y al menos un escenario operativo en consistencia con lo previsto en el presente artículo. En caso de considerar distintos escenarios operativos, estos podrán contener actividades adicionales a los compromisos establecidos en el Contrato o Asignación correspondiente, las cuales podrán realizarse o no, de acuerdo con la información que se obtenga durante la ejecución del Plan. Asimismo, el Operador Petrolero deberá considerar en el Plan las actividades que permitan dar cumplimiento con el Programa o Compromiso Mínimo de Trabajo y, en su caso, el Incremento al Programa Mínimo de Trabajo.

Cuando el Plan de Exploración a que refiere este artículo incluya actividades de Caracterización y Delimitación, en un Área Contractual o de Asignación, cuando así corresponda por la etapa en la que se encuentra el proceso de Exploración de esta, deberá presentar la información prevista en el Anexo I, relativa al Programa de Evaluación.

Artículo 40. De los criterios para evaluar el Plan de Exploración. Para la emisión del Dictamen Técnico a que se refiere la fracción I del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, la Comisión evaluará, al menos, la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria a nivel internacional, según corresponda al nivel de madurez de la etapa de Exploración en la que se encuentre el Área de Asignación o Contractual, conforme a lo siguiente:

I. Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. La Comisión evaluará que el Plan de Exploración contemple la realización de actividades encaminadas a la identificación de Plays y Oportunidades Exploratorias;

II. Incorporación de Reservas. La Comisión evaluará que el Plan de Exploración contemple la realización de actividades encaminadas a la realización de estudios exploratorios a nivel de Prospecto Exploratorio, así como la perforación de estos últimos que consideren con menor riesgo geológico, y

III. Caracterización y Delimitación. La Comisión evaluará que el Plan de Exploración contemple la realización de actividades encaminadas a la evaluación de un Descubrimiento o en su caso la revaluación que permita establecer que un Campo o Yacimiento previamente descubierto sin producción, es comercial para determinar su dimensión, extensión, volumen original de Hidrocarburos y potencial productivo.

Asimismo, se evaluará la congruencia del Plan de Exploración con las obligaciones contenidas en las Asignaciones y Contratos correspondientes.

En la evaluación del Plan de Exploración, se considerarán las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, en lo que resulte aplicable.

Capítulo II

De la modificación del Plan de Exploración

Artículo 41. De los supuestos de modificación al Plan de Exploración. La solicitud de modificación del Plan de Exploración deberá presentarse, mediante el formato MP y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, así como el documento que integra la modificación al Plan, atendiendo el procedimiento del Capítulo II del Título II de los Lineamientos, en los siguientes supuestos:

I. Exista una variación del número de Pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Plan aprobado, con independencia del escenario operativo que se encuentre ejecutando;

II. En los casos previstos en la Normativa aplicable en materia de Unificación de Yacimientos o Campos;

III. Para Contratos que permitan la recuperación de costos, cuando exista un incremento o decremento del veinte por ciento o más de la inversión a ejecutar respecto de la inversión aprobada en el Plan vigente, en términos reales y de acuerdo con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, tomando como base el mes y año en que fue aprobado el Plan;

IV. Cuando se otorgue el periodo adicional de Exploración en términos de las Asignaciones o Contratos respectivos.

En este caso, la modificación al Plan de Exploración deberá presentarse para aprobación al momento en que se solicite a la Comisión el periodo adicional de Exploración para el caso de los Contratos, o a la Secretaría, tratándose de Asignaciones.

No será necesario solicitar la modificación, cuando en el Plan aprobado ya se encuentren previstas las actividades que realizará durante el periodo adicional de Exploración que se otorgue;

V. Si derivado de una resolución emitida por autoridad competente, se producen cambios en las condiciones de seguridad industrial, seguridad operativa, protección al medio ambiente, o cualquier otra que implique una modificación en términos de los supuestos establecidos en las fracciones anteriores, y

VI. Si como consecuencia del Caso Fortuito o Fuerza Mayor, previamente reconocido por la Comisión, se afecta indistintamente el alcance, tiempo o costo del Plan originalmente aprobado y no le sea posible al Operador Petrolero cumplir con el Plan de Exploración.

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Plan de Exploración, en el caso de que, derivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Plan aprobado se modifiquen, para lo cual deberá solicitar la modificación en términos del Capítulo II del Título II de los Lineamientos.

No será necesario solicitar la aprobación de la modificación del Plan de Exploración, cuando el Operador Petrolero solicite la prórroga del periodo de Exploración o Periodo Adicional de Exploración, según corresponda conforme a las Asignaciones o Contratos respectivos.

El Operador Petrolero deberá obtener la aprobación de la Comisión previo a la ejecución de las actividades materia de la modificación.

Capítulo III

De la Incorporación de Reservas

Artículo 42. De la notificación de un Descubrimiento. Si derivado de las actividades de Exploración, el Operador Petrolero lleva a cabo un Descubrimiento, deberá notificar a la Comisión, previo a hacerlo del conocimiento de cualquier tercero, dentro de los treinta días hábiles siguientes a que se confirme el mismo.

La notificación de Descubrimiento se realizará mediante el formato ND, al cual deberá adjuntar la información con el nivel de detalle del Anexo I.

En los términos previstos en las Asignaciones o Contratos, según corresponda, la Comisión ratificará o en su caso, tendrá por presentada la notificación de Descubrimiento, siempre y cuando se incluya la información correspondiente.

Artículo 43. Del plazo para que la Comisión emita la ratificación del Descubrimiento. Una vez recibida la notificación, así como la documentación referida en el artículo anterior y en su caso en la Asignación o Contrato, la Comisión resolverá en un plazo no mayor a veinte días hábiles, contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud. Si la Comisión no resuelve dentro del plazo establecido, la ratificación se entenderá en sentido favorable.

Artículo 44. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior la Comisión contará con un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de diez hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta cinco días hábiles.

Transcurrido el plazo para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta o recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho de los Operadores Petroleros para presentar nuevamente la notificación de Descubrimiento.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada de la notificación de Descubrimiento que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Capítulo IV

De la Caracterización y Delimitación

Artículo 45. Del Programa de Evaluación. Dentro del plazo previsto en las Asignaciones y Contratos respectivos, una vez realizada la notificación de Descubrimiento y en su caso, ratificada, según corresponda, los Operadores Petroleros deberán solicitar a la Comisión la aprobación de un Programa de Evaluación. Lo anterior, mediante el formato PE y su instructivo, acompañado del Programa de Evaluación con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo I, así como el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

El Programa de Evaluación, también podrá integrarse como parte del Plan de Exploración cuando por el nivel de madurez de la etapa de Exploración en la que se encuentre el Área de Asignación o Contractual, la vigencia de los Contratos o Asignaciones inicie en evaluación de un Descubrimiento o de algún Campo o Yacimiento previamente descubierto sin producción.

A falta de un plazo previsto en las Asignaciones y Contratos, los Operadores Petroleros deberán presentar el Programa de Evaluación dentro de los ochenta días hábiles, contados a partir de la notificación o ratificación de un Descubrimiento, o en los casos de revaluación de Campos previamente descubiertos sin producción, a partir de la Fecha Efectiva del Contrato según corresponda.

Para el caso de las Asignaciones que presenten actividades de revaluación de Campos previamente descubiertos sin producción, deberán contar con la aprobación del Programa de Evaluación previo al inicio de las actividades.

La evaluación de un Descubrimiento se realizará sin perjuicio de que el Operador Petrolero continúe con las actividades de Exploración previstas en su Plan aprobado en el resto del Área de Asignación o Contractual, si los plazos previstos en dichos Contratos o Asignaciones se lo permiten.

No será necesario presentar un Programa de Evaluación, cuando por las características del Campo o Yacimiento, con el Descubrimiento se pueda determinar su dimensión, extensión, volumen original y potencial productivo.

Cuando en términos del párrafo anterior, el Operador Petrolero desee continuar con el Desarrollo para la Extracción del Yacimiento o Campo descubierto, deberá presentar el informe de evaluación mediante el formato IE y su instructivo.

Cuando el Operador Petrolero prevea llevar a cabo actividades de Producción Temprana, deberá solicitar la aprobación de un Programa de Transición en términos del artículo 65 de los Lineamientos.

Artículo 46. Del plazo para resolver el Programa de Evaluación. La Comisión resolverá respecto del Programa de Evaluación en un plazo no mayor a cuarenta días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud en términos del artículo anterior de los Lineamientos. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 47. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior la Comisión tendrá un plazo de hasta quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de aprobación del Programa de Evaluación, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de quince días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta ocho días hábiles.

En caso de prevención la Comisión suspenderá el plazo a que se refiere el artículo anterior de los Lineamientos y se reanudarán a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

Transcurrido el plazo otorgado al Operador Petrolero para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta o, recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho del Operador Petrolero para presentar nuevamente el Programa de Evaluación que corresponda.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del Programa de Evaluación que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 48. De los criterios para evaluar el Programa de Evaluación. Para la emisión del Dictamen Técnico por el que se resuelva el Programa de Evaluación, la Comisión evaluará, al menos, la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria a nivel internacional para la Caracterización y Delimitación, en términos del artículo 40, fracción III de los Lineamientos.

Asimismo, se evaluará la congruencia del Programa de Evaluación con el Plan de Exploración, así como con las obligaciones de los Operadores Petroleros previstas en las Asignaciones y Contratos correspondientes.

Artículo 49. Del Dictamen Técnico de la Comisión. La Comisión resolverá respecto del Programa de Evaluación que presente el Operador Petrolero, mediante un Dictamen Técnico por el que podrá concluir que se apruebe o en su caso, se niegue la aprobación del Programa de Evaluación.

En lo que resulte aplicable, el Dictamen Técnico deberá contener los elementos previstos en el artículo 19 de los Lineamientos.

Artículo 50. De los supuestos de modificación del Programa de Evaluación. La solicitud de modificación del Programa de Evaluación deberá presentarse mediante el formato PE y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, atendiendo el procedimiento del Capítulo II, del Título II de los Lineamientos, y con el nivel de detalle establecido en el Anexo I, en los siguientes supuestos:

I. Exista una variación del número de Pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Programa de Evaluación aprobado, con independencia del escenario operativo que se encuentre ejecutando;

II. En los casos previstos en la Normativa aplicable en materia de Unificación;

III. Para Contratos que permitan la recuperación de costos, cuando exista un incremento o decremento del veinte por ciento o más de la inversión a ejecutar respecto de la inversión aprobada en el Programa de Evaluación vigente, en términos reales y de acuerdo con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, tomando como base el mes y año en que fue aprobado el Programa de Evaluación;

IV. Si derivado de una resolución emitida por autoridad competente, se producen cambios en las condiciones de seguridad industrial, seguridad operativa, protección al medio ambiente, o cualquier otra que implique una modificación en términos de los supuestos establecidos en las fracciones anteriores, y

V. Si como consecuencia del Caso Fortuito o Fuerza Mayor, previamente reconocido por la Comisión, se afecta indistintamente el alcance, tiempo o costo del Programa de Evaluación originalmente aprobado y no le sea posible al Operador Petrolero cumplir con el mismo.

El Operador Petrolero deberá obtener la aprobación de la Comisión previo a la ejecución de las actividades materia de la modificación.

Para resolver sobre la modificación del Programa de Evaluación, la Comisión tomará en consideración los criterios para la aprobación del mismo.

Artículo 51. De la prórroga del Programa de Evaluación. Cuando así lo permitan las Asignaciones o Contratos respectivos, el Operador Petrolero podrá solicitar, mediante escrito libre, una prórroga para presentar el Programa de Evaluación hasta por un plazo de ochenta días hábiles adicionales al plazo original previsto en las Asignaciones o Contratos, respectivamente, cuando así lo justifiquen por razones de eficiencia técnica o económica.

Así mismo, el Operador Petrolero podrá solicitar, mediante escrito libre, dentro de los sesenta días naturales previos a la terminación del periodo de evaluación o del Periodo Adicional de Evaluación, según corresponda, la prórroga de este, a fin de concluir actividades en proceso contempladas en el Programa de Evaluación aprobado, que por razones no imputables a este sean de imposible conclusión dentro de dicho periodo.

La Comisión resolverá sobre la prórroga, dentro de los quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud.

La Comisión podrá requerir información o documentación adicional para pronunciarse al respecto, en cuyo caso suspenderá los plazos a que se refiere el párrafo anterior y se reanudarán a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado el requerimiento antes referido.

La prórroga a que hace referencia el segundo párrafo de este artículo no se considerará una modificación al Programa de Evaluación aprobado.

Capítulo V

Del informe de evaluación

Artículo 52. Del informe de evaluación. Una vez concluidas las actividades derivadas del Programa de Evaluación o del Plan de Exploración, y dentro del plazo previsto en las Asignaciones y Contratos respectivos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión mediante formato IE y su instructivo el informe de evaluación que permita a la Comisión constatar que se han alcanzado los objetivos para evaluar el Descubrimiento y determinar su dimensión, extensión, volumen original y potencial productivo.

Cuando los Operadores Petroleros pretendan llevar cabo actividades de Producción Temprana, deberán solicitar a la Comisión la aprobación de un Programa de Transición en términos del artículo 65 de los presentes Lineamientos e incluir en el informe de evaluación lo siguiente:

I. Manifestación expresa de la intención de llevar a cabo actividades de Producción Temprana, y

II. Manifestación expresa respecto del compromiso de cumplir con las obligaciones asociadas a la producción de Hidrocarburos hasta la aprobación del Programa de Transición, conforme a la Normativa aplicable y las Asignaciones y Contratos según corresponda.

El informe de evaluación deberá contener la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo I, relativo al informe de evaluación, y estar acompañado del comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

Adicionalmente, la Comisión podrá requerir información técnica que soporte los resultados presentado por el Operador Petrolero en este informe.

A falta de un plazo previsto en las Asignaciones y Contratos, el Operador Petrolero deberá presentar el informe de evaluación dentro de los ochenta días hábiles, contados a partir de la terminación del período de evaluación.

Artículo 53. Del plazo para resolver sobre el informe de evaluación. La Comisión resolverá respecto del informe de evaluación en un plazo no mayor a treinta días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de este, así como la documentación referida en el artículo anterior. Si la Comisión no se pronuncia dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 54. De la revisión documental de la información y de la prevención. Una vez que los Operadores Petroleros presenten el informe de evaluación, la Comisión contará con un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de diez días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta cinco días hábiles.

En caso de prevención la Comisión suspenderá los plazos a que se refiere el artículo anterior y se reanudarán a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

Transcurrido el plazo otorgado al Operador Petrolero para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta por su parte o recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho del Operador Petrolero para presentar nuevamente el informe de evaluación que corresponda. El acto por el cual se deseche el trámite relativo al informe de evaluación presentado deberá hacerse de conocimiento del Operador Petrolero en un plazo máximo de cinco días hábiles.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del informe de evaluación que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 55. De los criterios para evaluar el informe de evaluación y la resolución de la Comisión. Para el análisis de la información presentada por el Operador Petrolero en el informe de evaluación, la Comisión evaluará lo siguiente:

I. Que se alcanzaron los objetivos para determinar su dimensión, extensión, volumen original y potencial productivo previstos en el Programa de Evaluación respectivo;

II. Que se pueda concluir que se cuenta con la información que sustente las dimensiones y extensión del Yacimiento o Campo, volumen original de Hidrocarburos y el potencial productivo del mismo, y

III. Que el análisis económico realizado por el Operador Petrolero haya sido conforme a los elementos establecidos en el numeral V.4. del Anexo I.

La Comisión resolverá respecto del informe de evaluación en sentido favorable en caso de que se cumpla con los elementos anteriormente citados y tendrá por cumplido el Programa de Evaluación. En caso contrario, dejará a salvo los derechos del Operador Petrolero para que realice las actividades complementarias que permitan atender con lo previsto en este artículo, y en su caso, presente la modificación al Programa de Evaluación correspondiente. Lo anterior, siempre y cuando lo permitan los plazos establecidos en las Asignaciones y Contratos respectivos.

Capítulo VI

De la declaración de Descubrimiento Comercial

Artículo 56. De la declaración de Descubrimiento Comercial. Durante el período de evaluación y hasta noventa días hábiles posteriores a la terminación de la evaluación, el Operador Petrolero deberá informar a la Comisión si considera que el Descubrimiento es un Descubrimiento Comercial, mediante el formato DDC, y con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo I, en lo relativo a la declaración de Descubrimiento Comercial.

La declaración de Descubrimiento Comercial deberá estar sustentada en los resultados obtenidos durante la ejecución del Programa de Evaluación, y con un nivel de certidumbre razonable en cuanto a los criterios indicados en el artículo anterior. Asimismo, la declaración de Descubrimiento Comercial deberá incluir la firme intención de desarrollar dicho Descubrimiento.

La declaración de Descubrimiento Comercial a que hace referencia el presente artículo podrá incluir uno o más Descubrimientos.

Lo anterior, sin perjuicio de que el Operador Petrolero deba continuar con las actividades de Exploración en el resto del Área de Asignación o Contractual conforme al Plan aprobado y en términos de los plazos establecidos en la Asignación o Contrato respectivo.

Artículo 57. De la toma de conocimiento de la Comisión. Una vez cumplidos los elementos a que refiere el artículo anterior, la Comisión tendrá por presentada la declaración de Descubrimiento Comercial por parte del Operador Petrolero.

El Área de Desarrollo será aprobada por la Comisión al momento en que se pronuncie sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción, la cual deberá contener Descubrimientos sobre los cuales la Comisión se hubiere pronunciado en los informes de evaluación correspondientes.

Título IV

De lo relativo al Plan de Desarrollo para la Extracción

Capítulo I

De las características de la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción

Artículo 58. De los elementos del Plan de Desarrollo para la Extracción. El Plan de Desarrollo para la Extracción que presenten los Operadores Petroleros deberá presentarse mediante formato AP su instructivo y conforme a la información y al nivel de detalle del Anexo II.

El Plan de Desarrollo para la Extracción presentará las actividades dirigidas a maximizar el Factor de Recuperación y la obtención del mayor volumen de Hidrocarburos en el largo plazo en condiciones económicamente viables y el manejo eficiente de los Hidrocarburos en superficie, el aprovechamiento de Gas Natural y la medición de los Hidrocarburos.

Artículo 59. De los criterios para evaluar el Plan de Desarrollo para la Extracción. Para la emisión del Dictamen Técnico a que se refiere la fracción II del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, la Comisión evaluará la observancia de los siguientes criterios:

I. Que esté diseñado procurando el incremento del Factor de Recuperación de volúmenes de los Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables, por medio de la congruencia entre las

características del Yacimiento, los Pozos a desarrollar y la infraestructura propuesta para el manejo de la producción, y procurando la energía del Yacimiento en concordancia con el ritmo de vaciamiento cuando no exista un mecanismo natural que la mantenga;

II. Que el programa de aprovechamiento de Gas Natural Asociado sea económicamente viable y permita obtener el máximo aprovechamiento y conservación de los volúmenes de Gas Natural Asociado, en términos de la Normativa emitida por la Comisión en la materia;

III. Que presenten Mecanismos de Medición que permitan una cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los Hidrocarburos líquidos y gaseosos de conformidad con la Normativa emitida por la Comisión en la materia;

IV. Que presente el uso de la tecnología más adecuada que permita el incremento del Factor de Recuperación de volúmenes de los Hidrocarburos, el aprovechamiento y conservación de los volúmenes de Gas Natural Asociado, así como la cuantificación del volumen o masa y determinación de la calidad de los Hidrocarburos líquidos y gaseosos de conformidad con la Normativa emitida por la Comisión en la materia, y

V. La congruencia de los Planes de Desarrollo para la Extracción con las obligaciones contenidas en las Asignaciones y Contratos correspondientes.

En la evaluación del Plan de Desarrollo para la Extracción, se considerarán las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética en lo que resulte aplicable

Artículo 60. Del proceso de Exploración durante la Extracción. El Operador Petrolero que durante el Desarrollo para la Extracción requiera realizar actividades de Exploración, deberá presentar para su aprobación el Plan de Exploración en los términos del Capítulo I del Título II, siempre y cuando el Contrato o título de Asignación lo permita.

Artículo 61. Del Plan de Desarrollo para la Extracción derivado de un proceso de migración. Con el objeto de lograr la continuidad de la producción de Hidrocarburos en las Áreas de Asignación respecto de las cuales se solicite la migración a un Contrato, referida en la Ley de Hidrocarburos, para las cuales se realizan actividades de Extracción se deberá observar lo siguiente:

I. El Asignatario que solicite la migración del título de Asignación a un Contrato para la Exploración y Extracción y que no manifieste interés en celebrar una alianza o asociación conforme a lo dispuesto por el artículo 12 de la Ley de Hidrocarburos, deberá entregar a la Comisión una propuesta de Plan de Desarrollo para la Extracción que sea consistente con la solicitud de migración presentada conforme al artículo 29 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, y

II. El Asignatario que solicite la migración de una Asignación a un Contrato que derive de los contratos integrales de exploración y producción o con contratos de obra pública financiada a los que se refiere el transitorio vigésimo octavo de la Ley de Hidrocarburos deberá, junto con las partes integrantes de los contratos, entregar a la Comisión una propuesta de Plan de Desarrollo para la Extracción que sea consistente con la solicitud de migración presentada por el Operador Petrolero en términos del transitorio sexto del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, así como la copia simple de dicha solicitud entregada a la Secretaría.

Los Planes de Desarrollo para la Extracción a que se hace referencia las fracciones anteriores deberán presentarse para aprobación de la Comisión dentro de los cinco días hábiles posteriores a la aceptación del Asignatario, de los términos y condiciones técnicos de la migración, conforme lo establecido en el artículo 31, fracción II del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.

Los Planes de Desarrollo para la Extracción previstos en este artículo, se someterán al procedimiento de aprobación previsto en los artículos 15 a 20 de los Lineamientos, considerando que la resolución que los autorice deberá ser emitida previo a la suscripción del Contrato respectivo.

Capítulo II

De la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción

Artículo 62. De los supuestos de modificación al Plan de de Desarrollo para la Extracción. La solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción deberá presentarse mediante el formato MP y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, así como el documento que integra la modificación al Plan, atendiendo el procedimiento del Capítulo II del Título II de los Lineamientos, en los siguientes supuestos:

I. La Secretaría determine la Unificación en áreas en las que exista un Plan o un Programa de Transición, se presentará la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción para el área que continúa como parte del Área de Asignación o Contractual original, según corresponda;

II. Exista una variación del número de Pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Plan aprobado, conforme los criterios contenidos en la siguiente tabla:

Pozos contenidos en el Plan para un año	Criterio para modificación del Plan
Hasta 3	Variación de dos o más
De 4 y hasta 6	Variación de tres o más
De 7 y hasta 9	Variación de cuatro o más
De 10 y hasta 12	Variación de cinco o más
A partir de 13	Variación de seis o más Pozos

III. Cuando exista un incremento o decremento del quince por ciento o más de la inversión a ejecutar respecto de la inversión aprobada en el Plan vigente, en términos reales y de acuerdo con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, tomando como base el mes y año en que fue aprobado el Plan.

IV. Exista una variación del treinta por ciento o más del volumen de Hidrocarburos a producir en un año respecto del volumen pronosticado para el mismo año.

V. Si derivado de Actividades Petroleras dentro del Área de Desarrollo previamente aprobada en el Plan de Desarrollo para la Extracción se declara la comercialidad de un Descubrimiento.

VI. Si derivado de actividades de Exploración fuera del Área de Desarrollo previamente aprobada en el Plan de Desarrollo para la Extracción se declara la comercialidad de un Descubrimiento, siempre que este no se encuentre conectado hidráulicamente con un Yacimiento en etapa de desarrollo.

En este supuesto, la aprobación de la modificación se sujetará al plazo establecido en el artículo 16 de los Lineamientos.

VII. El Operador Petrolero contemple la implementación de algún método de recuperación secundaria o mejorada o bien, considere la implementación de algún método diferente al que está aprobado en el Plan vigente;

VIII. Las proyecciones del Operador Petrolero indiquen que la meta de aprovechamiento de gas no será alcanzada o será alcanzada fuera del tiempo aprobado en el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, conforme a las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

IX. Si, derivado de una resolución emitida por autoridad competente, se producen cambios en las condiciones de seguridad industrial seguridad operativa, protección al medio ambiente, o cualquier otra que implique una modificación en términos de los supuestos establecidos en las fracciones anteriores, y

X. Si como consecuencia del Caso Fortuito o Fuerza Mayor, previamente reconocido por la Comisión, se afecta indistintamente el alcance, tiempo o costo del Plan originalmente aprobado y no le sea posible al Operador Petrolero cumplir con el Plan de Desarrollo para la Extracción.

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, en el caso de que, derivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Plan aprobado se modifiquen, para lo cual deberá solicitar la modificación en términos del Capítulo II del Título II de los Lineamientos.

El Operador Petrolero deberá obtener la aprobación de la Comisión previo a la ejecución de las actividades materia de la modificación.

Capítulo III

Del Programa de Transición

Artículo 63. Del Programa de Transición derivado de un proceso de migración. Con el objeto de mantener la continuidad de la producción de Hidrocarburos en las Áreas de Asignación respecto de las cuales se solicite la migración a un Contrato referida en la Ley de Hidrocarburos en las que se realicen actividades de Extracción, se deberá observar lo siguiente:

I. El Asignatario que solicite la migración de un título de Asignación a un Contrato para la Exploración y Extracción y que manifieste interés en celebrar una alianza o asociación conforme a lo dispuesto por el artículo 13 de la Ley de Hidrocarburos, en conjunto con el licitante ganador, deberá presentar a la Comisión un Programa de Transición conforme al formato APT y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, y con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo III, apartado I.A o en el Anexo IV, apartado C numeral I.A, según corresponda, consistente con la solicitud, y

II. Para los casos en los que se actualice el supuesto a que se refiere el artículo 32 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, la empresa productiva del Estado que manifieste su interés por celebrar una alianza o asociación con una Persona Moral en un momento posterior a que se haya formalizado el Contrato resultado del procedimiento de migración, deberá atender al proceso licitatorio a que se refiere el artículo 13 de la Ley de Hidrocarburos. Una vez celebrada la licitación y publicado el fallo correspondiente en el Diario Oficial de la Federación, el Operador Petrolero en conjunto con el licitante ganador deberá entregar a la Comisión un Programa de Transición conforme al formato APT y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo y con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo III, apartado I.A o en el Anexo IV, apartado C, numeral I.A, según corresponda.

Artículo 64. De los Programas de Transición derivados de un proceso de licitación de Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos. Con el objeto de lograr la continuidad en la producción de las áreas licitadas y adjudicadas, el licitante ganador deberá presentar un Programa de Transición conforme al formato APT y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, y con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo III, apartado I.A o Anexo IV, apartado C, numeral I.A, según corresponda.

Artículo 65. De los Programas de Transición derivados de un Programa de Evaluación. Con el objeto de que el Operador Petrolero pueda realizar actividades de Producción Temprana, deberá presentar el Programa de Transición conforme al formato APT y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, y con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo III, apartado I.B., acompañado del informe de evaluación y la declaración de Descubrimiento Comercial en términos de los artículos 52 y 56 de los Lineamientos.

Artículo 66. Del plazo para la presentación del Programa de Transición. Las solicitudes de aprobación del Programa de Transición referidas en los artículos 63, 64 y 65 de los Lineamientos deberán presentarse conforme lo siguiente:

I. Para los casos previstos en los artículos 63 y 64 de los Lineamientos, dentro de los cincuenta días hábiles posteriores al fallo de adjudicación del Contrato.

II. Para el caso previsto en el artículo 65 de los Lineamientos, al momento de la presentación del informe de evaluación.

Artículo 67. Del plazo para resolver el Programa de Transición. La Comisión resolverá respecto del Programa de Transición en un plazo no mayor a treinta días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud en términos de los artículos 63, 64 y 65 de los Lineamientos. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 68. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior, la Comisión tendrá un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de aprobación del Programa de Transición, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de diez días hábiles posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta cinco días hábiles.

Transcurrido el plazo otorgado a los Operadores Petroleros para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta por su parte o recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho de los Operadores Petroleros para presentar nuevamente el Programa de Transición que corresponda. El acto por el cual se deseche el Programa de Transición presentado deberá hacerse de conocimiento del interesado en un plazo máximo de cinco días hábiles.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del Programa de Transición que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 69. De los criterios para evaluar el Programa de Transición. Para la emisión del Dictamen Técnico por el que se resuelva el Programa de Transición la Comisión evaluará la observancia de los siguientes criterios:

I. Para la evaluación de los Programas de Transición referidos en los artículos 63 y 64 de los Lineamientos, la Comisión considerará, entre otros elementos a evaluar que dicho Programa de Transición permita dar continuidad operativa en el Área de Asignación o Contractual, en tanto se aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente. Para efectos de lo anterior, la Comisión considerará como criterio de evaluación de dichos Programas de Transición el mantenimiento de la tendencia de producción, sin detrimento de que las actividades propuestas en el Programa de Transición incidan positivamente en el incremento de los niveles de producción.

II. Para el caso del Programa de Transición referido en el artículo 65 de los Lineamientos, la Comisión considerará como criterio de evaluación que las actividades propuestas estén encaminadas a prolongar el tiempo de vida productiva de los Pozos, lo anterior con el objeto de maximizar la recuperación de Hidrocarburos en condiciones técnica y económicamente viables, a través de un Plan de Desarrollo para la Extracción.

Artículo 70. De la aprobación del Programa de Transición. La Comisión resolverá respecto del Programa de Transición que presente el Operador Petrolero, mediante un Dictamen Técnico por el que podrá concluir que se apruebe o en su caso, se niegue la aprobación del Programa de Transición.

En lo que resulte aplicable, el Dictamen Técnico deberá contener los elementos previstos en el artículo 19 de los Lineamientos.

Artículo 71. De la vigencia del Programa de Transición. Los Programas de Transición que se presenten a la Comisión, tendrán una vigencia de hasta un año, el cual podrá prorrogarse a solicitud del Operador Petrolero hasta por un año más, siempre que se solicite su modificación en términos de la fracción I del artículo 72 de los Lineamientos.

Será responsabilidad del Operador Petrolero solicitar la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente, en términos de los Lineamientos, a fin de que a la conclusión de la vigencia del Programa de Transición cuente con el Plan de Desarrollo para la Extracción aprobado que le permita dar continuidad a las Actividades Petroleras dentro del Área Contractual.

Artículo 72. De la modificación del Programa de Transición. La solicitud de modificación deberá presentarse mediante escrito libre, adjuntando el documento que integra la modificación al Programa de Transición, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, en los siguientes supuestos:

I. Cuando el Operador Petrolero requiera una ampliación de la vigencia del Programa de Transición, la cual se podrá concederse hasta por un año más.

La solicitud a que se refiere esta fracción deberá realizarse por lo menos con cincuenta días hábiles antes del término de la vigencia del Programa de Transición.

II. Cuando el Operador Petrolero requiera realizar actividades de evaluación que le permitan sustentar la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción.

La solicitud a que se refiere esta fracción deberá realizarse a más tardar durante el primer semestre de la vigencia del Programa de Transición.

Las actividades de evaluación que se documenten a través de esta modificación podrán ser susceptibles de acreditarse como unidades de trabajo, siempre y cuando sean justificadas técnica y económicamente y se encuentren previstas en el anexo relativo al Programa Mínimo de Trabajo de los Contratos respectivos. Lo anterior, observando los plazos contractuales.

La aprobación de la modificación al Programa de Transición será condición necesaria para que puedan realizarse las actividades contenidas en ésta.

La Comisión resolverá respecto de la modificación al Programa de Transición en un plazo no mayor a treinta días hábiles, contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud.

Dentro del plazo establecido en el párrafo anterior, la Comisión tendrá un plazo de hasta cinco días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud, para revisar la documentación y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de cinco días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta tres días hábiles.

En caso de prevención, la Comisión suspenderá el plazo a que se refiere el párrafo tercero de este artículo y se reanudarán a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del Programa de Transición que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Para evaluar la aprobación de la modificación, la Comisión considerará la congruencia en la extensión de las actividades aprobadas en el Programa de Transición, y en su caso la justificación de las actividades de evaluación.

Título V

De los Planes relativos a Yacimientos No Convencionales

Capítulo I

De lo relativo al Plan de Exploración de Yacimiento No Convencionales

Artículo 73. De los elementos del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales.

Las actividades previstas en el Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales deberán ser congruentes con la etapa o etapas de madurez en las que se encuentre el Área de Asignación o Contractual que se trate, con la posibilidad de abarcar una parte o la totalidad del proceso de Exploración en consistencia con lo siguiente:

I. Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, cuando los objetivos del Plan sean estimar los volúmenes de Hidrocarburos en acumulaciones por descubrir, así como identificar las Áreas de

Interés dentro del Área de Asignación o Contractual;

II. Incorporación de Reservas, cuando se lleven a cabo estudios exploratorios con el objetivo de identificar las zonas susceptibles de ser perforadas dentro de las Áreas de Interés, y

III. Caracterización en un Yacimiento No Convencional, cuando exista un Descubrimiento en el Área de Asignación o Contractual, que deba ser evaluado o revaluado para confirmar el potencial productivo en condiciones económicamente viables, para determinar si el Descubrimiento evaluado puede ser un Descubrimiento Comercial.

El Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales deberá presentarse mediante formato AP, su instructivo y conforme a la información y al nivel de detalle del Anexo IV y al menos un escenario operativo en consistencia con lo previsto en el presente artículo. En caso de considerar distintos escenarios, estos podrán contener actividades adicionales a los compromisos establecidos en el Contrato o Asignación correspondiente, las cuales podrán realizarse o no, de acuerdo con la información que se obtenga de la ejecución del Plan. Asimismo, el Operador Petrolero deberá considerar en el Plan las actividades que permitan dar cumplimiento con el Programa o Compromiso Mínimo de Trabajo y, en su caso, el Incremento al Programa Mínimo de Trabajo.

El Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales a que refiere este artículo podrá incluir el Programa Piloto en un Área Contractual o de Asignación, cuando así corresponda por la etapa en la que se encuentra el proceso de Exploración de ésta.

Artículo 74. De los criterios para evaluar el Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales. Para la emisión del Dictamen Técnico a que se refiere la fracción I del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, la Comisión evaluará, al menos, la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria a nivel internacional, según corresponda al nivel de madurez de la etapa de Exploración en la que se encuentre el Área de Asignación o Contractual, conforme a lo siguiente:

I. Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. La Comisión evaluará que el Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales contemple la realización de actividades encaminadas a la identificación de Plays y Áreas de Interés;

II. Incorporación de Reservas. La Comisión evaluará que el Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales contemple las actividades encaminadas a la realización de estudios exploratorios a nivel de Área de Interés, así como la perforación de los Pozos que se consideren con menor riesgo geológico, y

III. Caracterización en un Yacimiento No Convencional. La Comisión evaluará que el Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales contemple la realización de actividades encaminadas a la evaluación de un Descubrimiento, o bien a la revaluación que permita establecer que un Campo o Yacimiento previamente descubierto es comercial, para determinar su dimensión, extensión, volumen original de Hidrocarburos y potencial productivo.

Asimismo, se evaluará la congruencia del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales con las obligaciones contenidas en las Asignaciones y Contratos correspondientes.

En la evaluación del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales, se considerarán las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, en lo que resulte aplicable.

Artículo 75. De la producción durante la ejecución del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales. Los Operadores Petroleros podrán realizar la actividad de Producción Temprana durante la ejecución del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales, si esta fue considerada en la presentación del mismo, debiendo informar a la Comisión tal determinación, mediante escrito libre.

En el caso de que tales actividades de Producción Temprana no se hayan contemplado en la presentación del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales, el Operador Petrolero deberá presentar una modificación al mismo, en términos de lo establecido en el Capítulo II del presente Título.

Capítulo II

De la modificación del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales

Artículo 76. De los supuestos de modificación al Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales. La solicitud de modificación del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales deberá presentarse, mediante el formato MP y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, así como el documento que integra la modificación al Plan, atendiendo el procedimiento del Capítulo II del Título II de los Lineamientos, en los siguientes supuestos:

I. Exista una variación del número de Pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Plan aprobado, con independencia del escenario operativo que se encuentre ejecutando;

II. Para Contratos que permitan la recuperación de costos, cuando exista un incremento o decremento del veinte por ciento o más de la inversión a ejecutar respecto de la inversión aprobada en el Plan vigente, en términos reales y de acuerdo con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, tomando como base el mes y año en que fue aprobado el Plan.

III. Cuando se otorgue el periodo adicional de Exploración en términos de las Asignaciones o Contratos respectivos, y ello implique que ocurra alguno de los supuestos previstos en las fracciones anteriores.

En este caso, la modificación al Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales deberá presentarse para aprobación al momento en que se solicite a la Comisión el periodo adicional de Exploración para el caso de los Contratos, o a la Secretaría, tratándose de Asignaciones;

V. Si se pretenden realizar actividades de Producción Temprana durante la ejecución del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales y estas no se contemplaron en la presentación de este, y

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales, en el caso de que, derivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Plan aprobado se modifiquen, para lo cual deberá solicitar la modificación en términos del Capítulo II del Título II, así como, en su caso, del Anexo IV de los Lineamientos.

El Operador Petrolero deberá obtener la aprobación de la Comisión previo a la ejecución de las actividades materia de la modificación.

Capítulo III

De la Incorporación de Reservas

Artículo 77. De la notificación de un Descubrimiento. Si derivado de las actividades de Exploración ejecutadas durante la etapa de Incorporación de Reservas, el Operador Petrolero lleva a cabo un Descubrimiento, deberá notificar a la Comisión, previo a hacerlo del conocimiento de cualquier tercero, dentro de los treinta días hábiles siguientes a que se confirme el mismo.

La notificación de Descubrimiento se realizará mediante el formato ND, al cual deberá adjuntar la información con el nivel de detalle que se establece en el Anexo IV.

correspondiente.

Artículo 78. Del plazo para que la Comisión emita la ratificación del Descubrimiento. Una vez recibida la notificación, así como la documentación referida en el artículo anterior y en su caso en la Asignación o Contrato, la Comisión resolverá lo conducente en un plazo no mayor a veinte días hábiles, contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la ratificación se entenderá en sentido favorable.

Artículo 79. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior la Comisión contará con un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de diez hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta cinco días hábiles.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada de la notificación de Descubrimiento que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Capítulo IV

De la Caracterización y Delimitación en un Yacimiento No Convencional

Artículo 80. Del Programa Piloto. Dentro del plazo previsto en las Asignaciones y Contratos respectivos, una vez realizada la notificación de Descubrimiento o en su caso ratificada, según corresponda, los Operadores Petroleros deberán solicitar a la Comisión la aprobación de un Programa Piloto. Lo anterior, mediante el formato PP y su instructivo, acompañado del Programa Piloto con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo IV, así como el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

Las actividades que se consideren en el Programa Piloto tendrán como objetivo determinar la comercialidad del Descubrimiento en el Yacimiento No Convencional.

A falta de un plazo previsto en las Asignaciones y Contratos, los Operadores Petroleros deberán presentar el Programa Piloto dentro de los ochenta días hábiles, contados a partir de la notificación o ratificación de un Descubrimiento, o en los casos de revaluación de Campos previamente descubiertos sin producción, a partir de la Fecha Efectiva del Contrato según corresponda.

Para el caso de las Asignaciones que presenten actividades de revaluación de Campos previamente descubiertos sin producción, deberán contar con la aprobación del Programa Piloto previo al inicio de las actividades.

La presentación del Programa Piloto también será aplicable en los casos en que por el nivel de madurez de la etapa de Exploración en la que se encuentre el Área de Asignación o Contractual, la vigencia de los Contratos o Asignaciones inicie en evaluación de un Descubrimiento.

Los Operadores Petroleros podrán realizar la actividad de Producción Temprana durante la ejecución del Programa Piloto si esta fue considerada en la presentación del mismo, debiendo informar a la Comisión del inicio de la producción, mediante escrito libre.

En el caso de que tales actividades de Producción Temprana no se hayan contemplado en la presentación del Programa Piloto, el Operador Petrolero deberá presentar una modificación al mismo, en términos de lo establecido en el artículo 85 de los Lineamientos.

Los Operadores Petroleros podrán realizar la Producción Temprana durante la ejecución del Programa Piloto en Yacimientos No Convencionales únicamente de los Pozos perforados al amparo de este. Dicha producción estará sujeta a lo establecido por el Anexo IV.

Artículo 81. Del plazo para resolver el Programa Piloto. La Comisión resolverá respecto del Programa Piloto en un plazo no mayor a cuarenta días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud en términos del artículo anterior. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 82. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior la Comisión tendrá un plazo de hasta quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de aprobación del Programa Piloto, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de quince días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta ocho días hábiles.

En caso de prevención la Comisión suspenderá el plazo a que se refiere el artículo anterior y se reanudarán a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

Transcurrido el plazo otorgado al Operador Petrolero para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta por parte de este o recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho del Operador Petrolero para presentar nuevamente el Programa Piloto que corresponda.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del Programa Piloto que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 83. De los criterios de aprobación del Programa Piloto. Para la emisión del Dictamen Técnico por el que se resuelva el Programa Piloto, la Comisión evaluará, al menos, la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria a nivel internacional para la Caracterización y Delimitación en un Yacimiento No Convencional, en términos de artículo 74, fracción III de los Lineamientos.

Asimismo, se evaluará la congruencia del Programa Piloto con el Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales, así como con el contenido de las Asignaciones y Contratos correspondientes.

Artículo 84. Del Dictamen Técnico de la Comisión. La Comisión resolverá respecto del Programa Piloto que presente el Operador Petrolero, mediante un Dictamen Técnico por el que podrá concluir que se apruebe o en su caso, se niegue la aprobación del Programa Piloto.

En lo que resulte aplicable, el Dictamen Técnico deberá contener los elementos previstos en el artículo 19 de los Lineamientos.

Artículo 85. De los supuestos de modificación del Programa Piloto. La solicitud de modificación del Programa Piloto deberá presentarse mediante el formato PP y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo, así como el documento que integra la modificación al Programa Piloto, atendiendo el procedimiento del Capítulo II, del Título II y de los Lineamientos y con el nivel de detalle establecido en el Anexo IV, en los siguientes supuestos:

I. Exista una variación del número de Pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Programa Piloto aprobado, con independencia del escenario operativo que se encuentre ejecutando;

II. Para Contratos que permitan la recuperación de costos, cuando exista un incremento o decremento

del veinte por ciento o más de la inversión a ejecutar respecto de la inversión aprobada en el Programa Piloto vigente, en términos reales y de acuerdo con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, tomando como base el mes y año en que fue aprobado el Programa Piloto.

III. Cuando se otorgue el periodo adicional de Exploración en términos de las Asignaciones o Contratos respectivos.

En este caso, la modificación al Programa Piloto deberá presentarse para aprobación al momento en que se solicite a la Comisión el periodo adicional de Exploración para el caso de los Contratos, o a la Secretaría, tratándose de Asignaciones.

No será necesario solicitar la modificación, cuando en el Programa Piloto aprobado, ya se encuentren previstas las actividades que realizará durante el periodo adicional de Exploración que se otorgue;

V. Si se pretenden realizar actividades de Producción Temprana durante la ejecución del Programa Piloto y éstas no se contemplaron en la presentación de este, y

VI. Si como consecuencia del Caso Fortuito o Fuerza Mayor, previamente reconocido por la Comisión, se afecta indistintamente el alcance, tiempo o costo del Programa Piloto originalmente aprobado y no le sea posible al Operador Petrolero cumplir con el mismo.

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Programa Piloto, en el caso de que, derivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Plan aprobado se modifiquen, para lo cual deberá solicitar la modificación en términos del Capítulo II del Título II de los Lineamientos.

El Operador Petrolero deberá obtener la aprobación de la Comisión previo a la ejecución de las actividades materia de la modificación.

Para resolver sobre la modificación del Programa Piloto, la Comisión tomará en consideración los criterios para la aprobación del mismo.

Artículo 86. De la prórroga del Programa Piloto. Cuando así lo permitan las Asignaciones o Contratos respectivos, el Operador Petrolero podrá solicitar, mediante escrito libre, una prórroga para presentar el Programa Piloto hasta por un plazo de ochenta días hábiles adicionales al plazo original previsto en las Asignaciones o Contratos, respectivamente, cuando así lo justifiquen por razones de eficiencia técnica o económica.

Así mismo, el Operador Petrolero podrá solicitar, mediante escrito libre, dentro de los sesenta días previos a la terminación del periodo de evaluación, la prórroga de este, a fin de concluir actividades en proceso contempladas en el Programa Piloto, que por razones no imputables a este sean de imposible conclusión dentro de dicho periodo.

La Comisión resolverá sobre la prórroga, dentro de los quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud.

La prórroga a que hace referencia el segundo párrafo de este artículo no se considerará una modificación al Programa Piloto aprobado, sin embargo, deberá presentar las modificaciones relacionadas a las actividades de Producción Temprana.

Capítulo V

Del informe de evaluación

Artículo 87. Del informe de evaluación. Una vez concluidas las actividades derivadas del Programa Piloto y dentro del plazo previsto en las Asignaciones y Contratos respectivos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión mediante formato IE y su instructivo el informe de evaluación que permita a la Comisión constatar que se han alcanzado los objetivos para evaluar el Descubrimiento y determinar su dimensión, extensión, volumen original y potencial productivo.

El informe de evaluación deberá contener la información y el nivel de detalle establecido en el Anexo IV, relativo al informe de evaluación y estar acompañado del comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

Adicionalmente, la Comisión podrá requerir información técnica adicional que soporte los resultados presentado por el Operador Petrolero en este informe.

Artículo 88. Del plazo para resolver sobre el informe de evaluación. La Comisión resolverá respecto del informe de evaluación en un plazo no mayor a treinta días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de este, así como de la documentación referida en el artículo anterior. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 89. De la revisión documental de la información y de la prevención. Una vez que los Operadores Petroleros presenten el informe de evaluación, la Comisión contará con un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de diez días hábiles, posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta cinco días hábiles.

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del informe de evaluación que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

Artículo 90. De los criterios para evaluar el informe de evaluación y la resolución de la Comisión. Para el análisis de la información presentada por el Operador Petrolero en el informe de evaluación, la Comisión evaluará lo siguiente:

I. Que se alcanzaron los objetivos previstos en el Programa Piloto respectivo;

II. Que se pueda concluir que se cuenta con la información que sustente el volumen original de Hidrocarburos y el potencial productivo del mismo, y

III. Que el análisis económico realizado por el Operador Petrolero haya sido conforme a los elementos establecidos en el apartado A, numeral V.4 del Anexo IV.

La Comisión resolverá respecto del informe de evaluación en sentido favorable en caso de que se cumpla con los elementos anteriormente citados. En caso contrario, dejará a salvo los derechos del Operador Petrolero para que realice las actividades complementarias que permitan atender con lo previsto en este artículo, y en su caso presente la modificación al Programa Piloto correspondiente. Lo anterior, siempre y cuando lo permitan los plazos establecidos en las Asignaciones y Contratos respectivos.

Capítulo VI

De la declaración de Descubrimiento Comercial

Artículo 91. De la declaración de Descubrimiento Comercial. Durante el período de evaluación y hasta noventa días hábiles posteriores a la terminación de la evaluación, el Operador Petrolero deberá informar a la Comisión si considera que el Descubrimiento es un Descubrimiento Comercial, mediante el formato DDC, con la información y el nivel de detalle prevista en el Anexo IV en lo relativo a la declaración de Descubrimiento Comercial.

La declaración de Descubrimiento Comercial deberá estar sustentada en los resultados obtenidos durante la ejecución del Programa Piloto, y con un nivel de certidumbre razonable en cuanto a los criterios indicados en el artículo anterior. Asimismo, la declaración de Descubrimiento Comercial y deberá incluir la firme intención de desarrollar dicho Descubrimiento.

La declaración de Descubrimiento Comercial a que hace referencia el presente artículo podrá incluir uno o más Descubrimientos.

Artículo 92. De la toma de conocimiento de la Comisión. Una vez cumplidos los elementos a que refiere el artículo anterior, la Comisión tendrá por presentada la declaración de Descubrimiento Comercial por parte del Operador Petrolero.

El Área de Desarrollo será aprobada por la Comisión al momento en que se pronuncie sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, la cual deberá contener Descubrimientos de los cuales la Comisión se hubiere pronunciado sobre los informes de evaluación correspondientes.

Capítulo VII

De lo relativo al Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales

Artículo 93. De los elementos del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales. El Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales que presenten los Operadores Petroleros deberá presentarse mediante formato AP y su instructivo y conforme a la información y al nivel de detalle del Anexo IV.

El Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales presentará las actividades dirigidas a maximizar el Factor de Recuperación y la obtención del mayor volumen de Hidrocarburos en el largo plazo en condiciones económicamente viables y el manejo eficiente de los Hidrocarburos en superficie, el aprovechamiento de Gas Natural y la medición de los Hidrocarburos.

Artículo 94. De los criterios para evaluar el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales. Para la emisión del Dictamen Técnico a que se refiere la fracción II del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, la Comisión evaluará la observancia de los siguientes criterios:

I. Que este diseñado procurando el incremento del Factor de Recuperación de volúmenes de los Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables, por medio de la congruencia entre las características del Yacimiento No Convencional, los Pozos a desarrollar y la infraestructura propuesta para el manejo de la producción;

V. La congruencia de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales con las obligaciones contenidas en las Asignaciones y Contratos correspondientes, y

VI. Que este diseñado procurando el incremento del Factor de Recuperación de volúmenes de los Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables, por medio de la congruencia entre las características del Yacimiento No Convencional, los Pozos a desarrollar y la infraestructura propuesta para el manejo de la producción, y procurando la energía del Yacimiento No Convencional en concordancia con el ritmo de vaciamiento cuando no exista un mecanismo natural que la mantenga;

En la evaluación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, se considerarán las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética en lo que resulte aplicable

Artículo 95. Del proceso de Exploración durante la Extracción. El Operador Petrolero que durante el Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales requiera realizar actividades de Exploración, deberá presentar para su aprobación el Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales en los términos del Capítulo I del Título V, siempre y cuando el Contrato o título de Asignación lo permita.

Artículo 96. Del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales derivado de un proceso de migración. Con el objeto de lograr la continuidad de la producción de Hidrocarburos en las Áreas de Asignación respecto de las cuales se solicite la migración a un Contrato, referida en la Ley de Hidrocarburos, para las cuales se realizan actividades de Extracción se deberá observar lo siguiente:

I. El Asignatario que solicite la migración del título de Asignación a un Contrato para la Exploración y Extracción y que no manifieste interés en celebrar una alianza o asociación conforme a lo dispuesto por el artículo 12 de la Ley de Hidrocarburos, deberá entregar a la Comisión una propuesta de Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales que sea consistente con la solicitud de migración presentada conforme al artículo 29 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, y

II. El Asignatario que solicite la migración de una Asignación a un Contrato que derive de los contratos integrales de exploración y producción o con contratos de obra pública financiada, a los que se refiere el transitorio vigésimo octavo de la Ley de Hidrocarburos deberá junto con las partes integrantes de los contratos entregar a la Comisión, una propuesta de Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales que sea consistente con la solicitud de migración presentada por el Operador Petrolero en términos del transitorio sexto del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, así como la copia simple de dicha solicitud entregada a la Secretaría.

Los Planes de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales a que se hacen referencia las fracciones anteriores deberán presentarse para aprobación de la Comisión dentro de los cinco días hábiles posteriores a la emisión de la aceptación por parte del Asignatario, de los términos y condiciones técnicos de la migración, conforme lo establecido en el artículo 31, fracción II del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos.

Para la aprobación de los Planes de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales previstos en este artículo, el procedimiento de aprobación se sujetará a lo previsto en los artículos 15 a 20 de los Lineamientos, considerando que la resolución que los autorice deberá ser emitida previo a la suscripción del Contrato respectivo.

Capítulo VIII

De la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales

Artículo 97. De los supuestos de modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales. La solicitud de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales deberá presentarse mediante el formato MP y su instructivo, adjuntando el comprobante pago del aprovechamiento respectivo, así como el documento que integra la modificación al Plan, atendiendo el procedimiento del Capítulo II, del Título II de los Lineamientos, en los siguientes supuestos:

I. Exista una variación del treinta por ciento o más en el número de Pozos a perforar con respecto de aquellos contenidos en el Plan aprobado;

El número que determine este supuesto, siempre deberá ser un número entero, para lo cual en los casos que el treinta por ciento del total de Pozos represente un numeral con decimales, el número que determine el supuesto será el siguiente número entero.

II. Cuando exista un incremento o decremento del quince por ciento o más de la inversión a ejecutar respecto de la inversión aprobada en el Plan vigente, en términos reales y de acuerdo con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, tomando como base el mes y año en que fue aprobado el Plan;

III. Exista una variación del treinta por ciento o más del volumen de Hidrocarburos a producir en un año respecto del volumen pronosticado para el mismo año.

IV. Si derivado de actividades de Exploración fuera del Área de Desarrollo previamente aprobada en el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales se declara la comercialidad de un Descubrimiento.

V. El Operador Petrolero contemple la implementación de algún método de recuperación secundaria o mejorada o bien, considere la implementación de algún método diferente al que está aprobado en el Plan vigente;

VI. Las proyecciones del Operador Petrolero indiquen que la meta de aprovechamiento de gas no será alcanzada o será alcanzada fuera del tiempo aprobado en el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, conforme a las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

VII. Si, derivado de una resolución emitida por autoridad competente, cuyo cumplimiento por parte del Operador Petrolero afecte indistintamente el alcance, el tiempo o el costo del Plan de Desarrollo para a la Extracción de Yacimientos No Convencionales o el Programa de Transición, aprobados, y

VIII. Si como consecuencia del Caso Fortuito o Fuerza Mayor, previamente reconocido por la Comisión, no le sea posible al Operador Petrolero cumplir con el Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales o Programa de Transición.

Previo a la ejecución de las actividades materia de la modificación, el Operador Petrolero deberá obtener la aprobación de la Comisión.

Capítulo IX

Del Programa de Transición

Artículo 98. Del Programa de Transición para Yacimientos No Convencionales. En lo relativo al Programa de Transición respecto de Yacimientos No Convencionales, se podrán solicitar en términos de los artículos 63, 64 y 66 a 71 del Capítulo III del Título IV, así como a lo establecido en el Anexo IV de los Lineamientos.

Título VI

De la administración, seguimiento, Supervisión y sanciones

Artículo 99. De la administración y seguimiento. La Comisión revisará y evaluará el cumplimiento de la ejecución de los Planes y Programas de Evaluación, Programas Piloto, de Transición y de Trabajo y Presupuesto, en términos del presente Título y la demás Normativa aplicable.

Artículo 100. Del seguimiento de los Planes. Los Operadores Petroleros deberán presentar información relacionada con la ejecución de las actividades consideradas en los Planes, Programas de Evaluación, Programas Piloto, Programas de Transición, y de Trabajo y Presupuesto, conforme a los siguientes mecanismos de reporte:

I. De manera mensual:

a. Para el caso de los Planes de Exploración, Programas de Evaluación y Programa Piloto para Asignaciones, se reportarán las actividades y costos conforme a los requisitos establecidos en el apartado de "Asignaciones de Exploración" del formato SPA-EXP;

b. Para el caso de los Planes de Desarrollo para la Extracción para Asignaciones se reportarán las actividades y costos conforme a los formatos establecidos en el apartado de "Asignaciones de Extracción" del formato SPA-EXT;

c. Para el caso de Planes, Programas de Evaluación, Programa Piloto, de Transición y de Trabajo y Presupuesto para Contratos, se reportarán las actividades, costos e inversiones, producción, medición y conforme a los formatos establecidos en el apartado del formato SPC; especificado el cálculo de los indicadores de desempeño conforme al artículo 102 de los Lineamientos.

II. De manera trimestral:

a. Para el caso de Planes asociados a Contratos, se reportará la procura de bienes y servicios conforme al formato SPS y su instructivo, y

El Operador Petrolero deberá entregar los informes dentro de los quince días hábiles posteriores al cumplimiento del mes a reportar.

La Comisión podrá emitir observaciones a los informes, dentro de los diez días hábiles posteriores a su entrega. Por su parte, el Operador Petrolero contará con diez días hábiles para atender dichas observaciones, contados a partir de su fecha de recepción.

Sin perjuicio de lo anterior, la Comisión podrá citar a comparecer a los Operadores Petroleros cuando se observe una variación entre los resultados reales del Plan con respecto de lo aprobado en el mismo.

Artículo 101. Del pago del aprovechamiento por concepto de los servicios de administración y seguimiento. Los Operadores Petroleros deberán pagar anualmente, los derechos y aprovechamientos que al efecto se establezcan por los servicios de administración técnica por cada año o la parte proporcional que corresponda respecto de cada Plan, Programa de Evaluación, Programa Piloto y Programa de Transición aprobados, así como por la etapa de transición de arranque cuyos montos serán notificados por la Comisión a los Operadores Petroleros conforme a la Normativa aplicable o, en su caso, serán publicados en el Diario Oficial de la Federación.

Los Operadores Petroleros deberán cubrir el pago por concepto de los servicios referidos en el párrafo que antecede, durante los veinte días hábiles siguientes a la notificación de aprobación que realice esta Comisión de los citados Planes o Programas aprobados. Para los pagos que correspondan a los años subsecuentes, deberán hacer un pago anual, el cual deberá ser efectuado dentro del primer trimestre del año calendario. En el caso de que dicho Plan o Programa concluya antes de terminar el año, independientemente del motivo de la conclusión, de igual forma se realizará el pago dentro del primer trimestre, pero en este caso se considerará

la parte proporcional mensual. Lo anterior, con independencia de las modificaciones que puedan existir en los Planes o Programas aprobados.

Artículo 102. De los indicadores de desempeño. La Comisión considerará como indicadores de desempeño las variables cuantitativas que midan el grado de cumplimiento de las metas y objetivos, de acuerdo con el Plan aprobado.

Se considerarán indicadores de evaluación en materia de Planes de Desarrollo para la Extracción de acuerdo con las bases siguientes:

a) Producción

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de desviación de la producción acumulada real del Yacimiento con respecto a la pronosticada en un tiempo determinado	Porcentaje		Mensual

Para los casos en que el Área de Asignación o Contractual se encuentren Yacimientos de aceite y gas asociado, el indicador referido, deberá tomarse de manera independiente para la producción de aceite y para la producción de Gas Natural sin detrimento de lo anterior, para los casos en que los Yacimientos sean productores de gas no asociado únicamente se considerara el presente indicador para la producción de dicho Gas Natural.

b) Aprovechamiento de Gas Natural

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de la diferencia entre el aprovechamiento de gas real respecto al programado	Porcentaje		Mensual

En el marco de sus acciones de seguimiento, la Comisión podrá emitir observaciones al Operador Petrolero cuando las proyecciones de este indiquen que la meta de aprovechamiento de gas no será alcanzada o será alcanzada fuera del tiempo aprobado en el Plan vigente, conforme a las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, y

c) Reparaciones mayores

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de avance entre las reparaciones mayores realizadas respecto a las programadas en el año	Porcentaje		Mensual

d) Pozos perforados

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de avance entre los Pozos perforados en el año respecto a los planeados en el año	Porcentaje		Mensual

e) Terminación de Pozos

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de avance entre los Pozos terminados en el año respecto a los programados en el año	Porcentaje		Mensual

f) Gasto de operación

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de avance del gasto de operación real con respecto a lo programado en el año	Porcentaje		Mensual

g) Inversión

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de avance de las inversiones reales con respecto a lo programado en el año	Porcentaje		Mensual

La Comisión dentro de sus acciones de seguimiento podrá emitir observaciones al Operador Petrolero cuando exista una variación del treinta por ciento o más en alguno de los indicadores, o cuando los indicadores calculados no sean sea consistentes entre sí.

Artículo 103. De los indicadores de evaluación del cumplimiento de los Planes. La Comisión revisará el cumplimiento de la ejecución de las actividades consideradas en los Planes conforme a los siguientes:

I. Para el caso de los Planes de Desarrollo para la Extracción, se determinará el cumplimiento a los Planes cada cinco años, en función del siguiente indicador de cumplimiento:

Metas o parámetros de medición	Unidad de medida	Fórmula o descripción del indicador	Frecuencia de medición
Porcentaje de desviación de la producción acumulada real (PAreal) con respecto a la pronosticada (PAplan) para 5 años	Porcentaje		Quinquenal

Para los casos en que en el Área de Asignación o Contractual se encuentren Yacimientos de aceite y Gas Natural Asociado, el indicador referido, deberá tomarse de manera independiente para la producción de aceite y para la producción de Gas Natural. Sin detrimento de lo anterior, para los casos en que los Yacimientos sean productores de gas no asociado únicamente se considerará el presente indicador para la producción de dicho Hidrocarburo.

Se considerará el cumplimiento del Plan de Desarrollo para la Extracción, en términos de la producción de aceite y de Gas Natural si aplica, para el periodo evaluado cuando el indicador de cumplimiento sea igual o menor al treinta por ciento, en caso contrario se iniciará un proceso conforme a lo planteado en el artículo 106 de los Lineamientos.

II. Para el caso de Planes de Exploración, sin perjuicio de que se cumpla con lo establecido en los artículos 42, 52, 56, 77, 87 y 91 de los Lineamientos relativos al cumplimiento de los objetivos, la Comisión podrá evaluar el cumplimiento conforme a lo siguiente:

A. Para los Planes de Exploración asociados a Asignaciones, serán consideradas de manera enunciativa mas no limitativa, las siguientes actividades, cuando estén contenidas en el Plan:

Actividad	Unidad
Estudios	número
Adquisición sísmica 3D	km2
Adquisición sísmica 2D	km2
Procesado 3D	km2
Procesado 2D	km2
Electromagnéticos	número
Pozos	número

Para la determinación del cumplimiento en la ejecución de las actividades consideradas en el Plan, se considerará el avance acumulado al término del periodo de Exploración según se encuentre establecido en la Asignación, en función del siguiente indicador de cumplimiento:

Parámetro de medición	Unidad de medida	Fórmula del indicador	Frecuencia de medición
Cumplimiento de las actividades realizadas con respecto de las programadas según el Plan, considerando, en su caso, el escenario base o mínimo a ejecutar.	Porcentaje acumulado de cumplimiento	ICPE: Indicador de cumplimiento de Planes de Exploración (%) %A1+%A2++%An: Suma de porcentaje de ejecución de cada actividad exploratoria programada en el Plan de Exploración. Núm. E: número de elementos en el numerador	Por cada periodo de Exploración conforme se establezca en la Asignación o, cuando el Asignatario determine la conclusión del Plan

Se considerará el cumplimiento del Plan de Exploración cuando:

a. El Indicador de Cumplimiento del Plan de Exploración sea igual o mayor al 80 por ciento.

b. No se alcance el porcentaje indicado en el inciso anterior, pero, derivado de la ejecución del Plan se haya conseguido al menos un Descubrimiento dentro del Área de Asignación, siempre que cuente con la ratificación por parte de la Comisión.

En caso de que no se dé cumplimiento al Plan de Exploración, se iniciará el correspondiente proceso conforme a lo planteado en el artículo 106 de los lineamientos.

B. Para los Planes de Exploración asociados a Contratos, se considerarán las actividades que permitan el cumplimiento del Programa Mínimo de Trabajo.

Artículo 104. Del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. Si derivado de las actividades de Exploración, el Operador Petrolero identifica áreas donde pudieran existir acumulaciones naturales de Hidrocarburos deberá presentar a la Comisión el informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, mediante el formato EPH y su instructivo, dentro de los quince días hábiles siguientes a que se haya interpretado la información obtenida como resultado de la ejecución de las actividades consideradas en dicha etapa. Dicho informe deberá incluir el escenario operativo a ejecutar, el Prospecto o Prospectos Exploratorios a perforar durante la etapa de Incorporación de Reservas, atendiendo a lo siguiente;

A) Tratándose de Yacimientos convencionales:

i) La información correspondiente a esta etapa del proceso de Exploración se presentará con la información y el nivel de detalle del Anexo I;

ii) Cuando el Operador Petrolero solicite la modificación del Plan de Exploración en términos de los supuestos previstos en el artículo 41 fracción IV de los Lineamientos, y siempre que dicha modificación suceda una vez concluida la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, deberá entregar el informe a que hace referencia este artículo, como parte de la modificación del Plan de Exploración, dentro del apartado "Resumen de antecedentes exploratorios" a que hace referencia el numeral I.3. del Anexo I;

iii) Una vez recibido el informe conforme al párrafo anterior, la Comisión tendrá un plazo de hasta quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación del informe, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, la Comisión prevendrá por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de quince días hábiles, posteriores a la notificación correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta ocho días hábiles; y,

iv) Transcurrido el plazo otorgado al Operador Petrolero para la atención del requerimiento sin que se reciba respuesta por su parte o recibida sin que haya quedado subsanada en su

totalidad, la Comisión tendrá por no presentado el informe, dejando a salvo el derecho del Operador Petrolero para presentar nuevamente el mismo. En caso contrario, una vez cumplidos los requisitos previstos en este artículo, la Comisión tendrá por presentado el informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos correspondiente.

v) Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la versión actualizada del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos que incluya dichos cambios para su correspondiente análisis.

B) Tratándose de Yacimientos No Convencionales:

i) La información correspondiente a esta etapa del proceso de Exploración se presentará con la información y el nivel de detalle del Anexo IV;

ii) Cuando el Operador Petrolero solicite la modificación del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales en términos de los supuestos previstos en el artículo 76 fracción III de los Lineamientos, y siempre que dicha modificación suceda una vez concluida la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, deberá entregar el informe a que hace referencia este artículo, como parte de la modificación del Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales, dentro del apartado "Resumen de antecedentes exploratorios" a que hace referencia el apartado A del Anexo IV de los Lineamientos;

iii) Una vez recibido el informe conforme al primer párrafo, la Comisión tendrá un plazo de hasta quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación del informe, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, la Comisión prevendrá por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de quince días hábiles, posteriores a la notificación correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda. A solicitud del interesado, la Comisión podrá otorgar por única ocasión una prórroga de hasta ocho días hábiles; y,

iv) Transcurrido el plazo otorgado al Operador Petrolero para la atención del requerimiento sin que se reciba respuesta por su parte o recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión tendrá por no presentado el informe, dejando a salvo el derecho del Operador Petrolero para presentar nuevamente el mismo. En caso contrario, una vez cumplidos los requisitos previstos en este artículo, la Comisión tendrá por presentado el informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos correspondiente.

En ambos casos, la Comisión podrá requerir información técnica adicional que soporte los resultados presentados por los Operadores Petroleros, así como la veracidad de esta.

Artículo 105. De las acciones de Supervisión derivadas del seguimiento de los Planes, Programas de Evaluación, Pilotos, de Transición y de Trabajo y Presupuesto. La Comisión podrá realizar las acciones de Supervisión del cumplimiento de las obligaciones previstas en los presentes Lineamientos en términos de la Normativa aplicable. Dichas acciones podrán ser, entre otras, las siguientes:

I. Solicitar la información relativa al cumplimiento del Plan aprobado;

II. Acreditar a terceros independientes que lleven a cabo las acciones de Supervisión;

III. Solicitar acceso a las bases de datos, documentación y sistemas que resguarden la información relativa a los Planes, Programa de Evaluación, Programa Piloto, de Transición y de Trabajo y Presupuesto, y

IV. Realizar visitas de verificación, inspección o Supervisión programadas o no programadas para supervisar las instalaciones relativas a la Exploración o Extracción de Hidrocarburos.

El Operador Petrolero en todo momento permitirá el acceso y dará las facilidades al personal de la Comisión y a los terceros independientes a los que se refiere la fracción II del presente artículo, incluyendo la entrega de copias simples de la información solicitada y demás facilidades necesarias, para que realicen las acciones de verificación y Supervisión. Lo anterior, conforme a lo establecido en la Asignación o el Contrato correspondiente.

Artículo 106. De las medidas que se podrán tomar como resultado de la Supervisión. Como resultado de las acciones de Supervisión y verificación, en términos del artículo 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y las demás Normativa aplicable, la Comisión podrá:

I. Dictar las medidas preventivas o correctivas necesarias para evitar posibles riesgos asociados al incumplimiento de este, dentro del cual se podrá:

a) Solicitar información complementaria para el análisis de la situación;

b) Convocar a comparecencias, y reuniones de trabajo para revisar y analizar la imposición de medidas preventivas o correctivas encaminadas al cumplimiento del Plan y de los programas relacionados con estos, y

II. Iniciar un procedimiento administrativo sancionador para determinar el incumplimiento a los Planes y Programas de Evaluación, Piloto, de Transición y de Trabajo y Presupuesto con estos y, en su caso, imponer las sanciones pertinentes.

Artículo 107. De las sanciones que podrá imponer la Comisión. Las infracciones a estos Lineamientos serán sancionadas de conformidad con la Ley de Hidrocarburos y el procedimiento establecido en su reglamento. Lo anterior, sin perjuicio de las demás sanciones que les sean aplicables en términos de la Normativa correspondiente.

TRANSITORIOS

PRIMERO. Los presentes Lineamientos entrarán en vigor al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

SEGUNDO. Se abrogan 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, publicados en el Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 2015 y sus reformas publicadas en el mismo medio de difusión el 21 de abril de 2016 y el 22 de diciembre de 2017 y se derogan todas las disposiciones que se opongan a lo previsto en el presente Acuerdo.

Asimismo, se derogan los formatos contenidos en el Anexo IV del Acuerdo CNH.E.02.002/17, por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite los formatos oficiales para la entrega de la información o documentación correspondiente a las solicitudes, autorizaciones, avisos, notificaciones, informes y reportes relacionados con la regulación que en los propios formatos se indica, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 15 de marzo de 2017.

Igualmente, se derogan los artículos 21, 22, 23, 24, y 25 de la Resolución CNH.11.001/13, por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos establece los Lineamientos para el análisis y evaluación de los Recursos Prospectivos y Contingentes de la Nación y del proceso exploratorio y su seguimiento, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 05 de diciembre de 2013.

La entrada en vigor de los presentes Lineamientos deja sin efecto el Acuerdo CNH.E.35.002/18 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos expide los Criterios para determinar el Área de Extracción asociada a Áreas Contractuales y de Asignación, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de septiembre de 2018.

Los requisitos derogados 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, forman parte de diversos trámites que integran la regulación, los cuales tienen las siguientes modalidades y homoclaves: i] CNH-03-001, conservación de la Información o documentación relacionada con los Planes, ii] CNH-03-002, informe anual de las actividades relacionadas con los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción, iii] CNH-03-003, informe mensual de las actividades Exploratorias y de Desarrollo de la Extracción, iv] CNH-03-004, manifiesto de evaluación respecto de la Declaración de Comercialidad, v] CNH-03-005, notificación de la posibilidad de incumplimiento de los

Planes, vi] CNH-05-001, modalidad a, solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Yacimientos convencionales, vii] CNH-05-001, modalidad b, solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos asociados a Yacimientos no convencionales de Lutitas, viii] CNH-05-001, modalidad c, solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción de gas natural contenido en las vetas de carbón mineral, ix] CNH-05-001, modalidad d, solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidratos de Gas, x] CNH-05-001, modalidad e, solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Planes provisionales, xi] CNH-05-001, modalidad f, solicitud de aprobación de modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, xii] CNH-06-001, modalidad a, solicitud de autorización del Plan de Exploración de hidrocarburos en Yacimientos convencionales, xiii] CNH-06-001, modalidad b, solicitud de autorización del Plan de Exploración de hidrocarburos en Yacimientos no convencionales de lutitas, xiv] CNH-06-001, modalidad c, solicitud de autorización del Plan de Exploración de gas natural contenido en las vetas de carbón mineral, xv] CNH-06-001, modalidad d, solicitud de autorización del Plan de Exploración de hidrocarburos en hidratos de gas, xvi] CNH-06-001, modalidad e, solicitud de autorización de modificación del Plan de Exploración y xvii] CNH-06-002, programa relativo a las actividades de Evaluación, conforme a las Asignaciones y Contratos correspondientes.

TERCERO. Los trámites de aprobación y modificación de Planes, Programas de Evaluación; Programas Provisionales iniciados ante la Comisión con anterioridad a la entrada en vigor de los presentes Lineamientos se substanciarán conforme a los lineamientos vigentes al inicio del trámite respectivo, incluidos los relacionados a las solicitudes de migración.

Salvo que los interesados opten por la aplicación de los plazos en el presente Acuerdo, para la resolución de su solicitud, siempre que no se cuente con la declaración de suficiencia documental y lo haga del conocimiento de la Comisión, dentro los sesenta días naturales siguientes a su entrada en vigor, entendiendo que el plazo a que se refiere el artículo 16 de los presentes Lineamientos comenzará a correr a partir del día hábil siguiente a que se declare la suficiencia documental.

CUARTO. A partir de la entrada en vigor de los presentes Lineamientos, las menciones contenidas en cualquier otra Normativa respecto a 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 se entenderán referidas a los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

QUINTO. En los casos en los que en una Asignación o Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos se haga referencia a un Plan de Evaluación, este se entenderá como Programa de Evaluación y a partir de la entrada en vigor de este ordenamiento se sujetará al procedimiento establecido en los presentes Lineamientos.

SEXTO. En los casos en los que en una Asignación o Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos se haga referencia a un Programa Provisional, este se entenderá como Programa de Transición y a partir de la entrada en vigor de este ordenamiento se sujetará al procedimiento establecido en los Lineamientos.

SÉPTIMO. Para los casos en que el Operador Petrolero, en términos de su Asignación o Contrato se encuentre obligado a presentar para su aprobación Planes, Programas de Evaluación, Programas de Transición, o sus modificaciones dentro del periodo previsto entre el día de entrada en vigor de los Lineamientos y los sesenta días hábiles siguientes, podrá optar por presentarlos en términos de los presentes Lineamientos o los que se encontraran vigentes a la fecha de firma del Contrato.

OCTAVO. Para el caso de los informes previstos conforme al Título VI "De la administración, seguimiento, Supervisión y sanciones", estos deberán comenzar a ser reportados el mes inmediato posterior a la entrada en vigor de los Lineamentos, reportando conforme lo previsto en el dicho título

Asimismo, para el caso de la evaluación del cumplimiento de los Planes de Desarrollo para la Extracción, el primer año a considerarse para la primera evaluación quinquenal será 2020.

NOVENO. Para el caso de los Programas de Trabajo y Presupuesto que hubieren sido aprobados con anterioridad a la entrada en vigor del presente Acuerdo, relativos a Asignaciones no será necesaria su presentación, hasta el primer día hábil de octubre del presente año, calendarizando las actividades del 2020.

Así mismo los formatos a que hace referencia el artículo 28 de los Lineamientos respecto del contenido de los programas de Trabajo y Presupuesto serán obligatorios para su presentación, correspondientes al año 2020.

DÉCIMO. Para el caso de aquellos Planes y Programas que hubieren sido aprobados con anterioridad a la entrada en vigor de este Acuerdo, podrán llevar a cabo actividades que se consideren de Producción Temprana debiendo obtener la autorización correspondiente en términos de estos Lineamientos.

UNDÉCIMO. Para el caso de Asignaciones o Contratos cuyo periodo de evaluación o adicional de evaluación, según corresponda, se encuentren en ejecución a la entrada en vigor de los presentes Lineamientos, los Operadores Petroleros podrán solicitar la prórroga de dicho periodo en términos del artículo 51 de los Lineamientos, cuando menos cinco días previos a la terminación de este, a fin de concluir actividades contempladas en el Programa de Evaluación aprobado en proceso, que por razones no imputables a estos, sean de imposible conclusión dentro de dicho periodo.

Ciudad de México, a 12 de marzo de 2019.- Los Comisionados Integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos: Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez.- Rúbricas.

ANEXO I

Elaboración y Presentación de los Planes de Exploración y Procesos Relacionados con los mismos

OBJETO DEL ANEXO. El presente Anexo tiene por objeto detallar la información que deberán presentar los Operadores Petroleros a la Comisión en los siguientes casos:

I. Planes de Exploración y sus modificaciones;

II. Programas de Evaluación y sus modificaciones;

III. Informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos;

IV. Notificación de Descubrimiento;

V. Informe de evaluación, y

VI. Declaración de Descubrimiento Comercial.

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.

La información a que refiere este Anexo que presenten los Operadores Petroleros a la Comisión deberá ser entregada en formato digital, atendiendo la secuencia y contenidos que se describen a continuación:

Carpeta 1 - Documento integral. Plan de Exploración o su modificación, Programa de Evaluación o su modificación, Informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos, Notificación de Descubrimiento, informe de evaluación o Declaración de Descubrimiento Comercial, según corresponda, en archivo de texto digital editable y en formato.pdf.

Carpeta 2 - Archivos de origen. Las figuras, mapas, gráficas, cronogramas, tablas y todo tipo de imágenes en formatos .png, .tiff, y .jpg que son parte del documento integral y deben ser completamente legibles, con resolución de, al menos, 300 dpi. Todos los mapas deben tener escala, coordenadas (latitud y longitud), orientación y leyenda. Todas las secciones sísmicas deberán estar ubicadas o localizadas en un mapa.

Carpeta 3 - Información geográfica. Toda la información georreferenciada deberá ser entregada en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0 o más reciente.

Carpeta 4 - Programa de Inversiones, Presupuesto y Evaluación Económica, según corresponda. La información contenida dentro de esta carpeta deberá presentarse en hojas de cálculo (.xls), que deberán mostrar, cuando sea posible, las fórmulas para obtener los datos reportados en los casos que sea procedente realizarlo y corresponderán al Programa de Inversiones, Presupuesto y a la Evaluación Económica, de acuerdo con el trámite que se ingrese y en consistencia con la tabla de trámites e información.

Carpeta 5 - Anexos para el cumplimiento con otras dependencias conforme al Contrato o Asignación, según corresponda. En esta carpeta se incluirán los requisitos previstos en los Contratos y Asignaciones de conformidad con lo establecido por la Secretaría de Economía y la Agencia.

Asimismo, se deberá adjuntar el comprobante de pago de aprovechamientos que aplique a cada trámite, sin que sea incorporado a alguna de las carpetas.

Dependiendo del trámite de que se trate deberá presentar las siguientes carpetas:

Trámite	Carpeta 1	Carpeta 2	Carpeta 3	Carpeta 4	Carpeta 5	Pago de aprovechamientos
Plan de Exploración
Programa de Evaluación
Informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos
Notificación de Descubrimiento
Informe de Evaluación
Declaración de Descubrimiento Comercial

No será necesario entregar la información que los Operadores Petroleros hubieren presentado previamente a la Comisión, siempre y cuando se cumpla con lo previsto en el artículo 4 de los Lineamientos.

I. PLAN DE EXPLORACIÓN.

El Plan de Exploración deberá presentarse mediante el formato AP, y su instructivo correspondiente, incluyendo los siguientes aspectos en el orden señalado:

1. Resumen ejecutivo;

2. Localización geográfica y geológica del Área de Asignación o Contractual;

3. Antecedentes exploratorios;

4. Descripción de actividades que integran el Plan de Exploración, considerando en su caso los posibles escenarios planeados;

5. Cronograma general de actividades de los escenarios;

6. Opciones tecnológicas relevantes que se implementarán durante la ejecución del Plan del Exploración, y

7. Programa de Inversiones y Presupuesto.

A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:

1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1. Objetivo.

1.1.1. Objetivos del Plan de Exploración. Descripción del objetivo del Plan de Exploración.

1.1.2. Alcance. Descripción de los resultados esperados de la ejecución del Plan de Exploración y la estrategia operativa.

1.1.3. Actividades exploratorias principales. Síntesis de las principales actividades a realizar en el Plan de Exploración.

1.1.4. Monto de la inversión. Incluir el monto total de la inversión en dólares de los Estados Unidos de

América.

1.1.5. Información adicional. Información que el Operador Petrolero considere relevante y necesaria para la evaluación del Plan de Exploración por parte de la Comisión.

2. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y GEOLÓGICA DEL ÁREA DE ASIGNACIÓN O CONTRACTUAL.

Deberá presentar mapas georreferenciados que incluyan elementos de referencia, culturales, geológicos, relieve, entre otros que el Operador Petrolero considere relevantes.

3. ANTECEDENTES EXPLORATORIOS.

3.1. Estudios exploratorios.

3.2. Información sísmica. Deberá indicar cobertura y especificaciones de adquisición y procesamiento.

3.3. Estudios de métodos potenciales. Se deberá indicar cobertura y especificaciones de adquisición y procesamiento.

3.4. En su caso, información concerniente a Pozo perforados, en formato de ficha de reporte de terminación y resultado.

3.5. La información generada por los propios Operadores Petroleros como resultado de las actividades correspondientes a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. Cuando los Operadores Petroleros soliciten la modificación de su Plan de Exploración deberán indicar en este apartado el contenido del informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos o la actualización de dicha información que se describe en el numeral III del presente Anexo.

3.6. Cualquier otra información que el Operador Petrolero encuentre relevante.

4. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES QUE INTEGRAN EL PLAN DE EXPLORACIÓN.

Este apartado establece la información que deberán presentar los Operadores Petroleros, con relación a las actividades que consideren realizar como parte del Plan de Exploración, las cuales deberán ser acordes con la etapa o etapas del proceso exploratorio en la que se encuentre el Área de Asignación o Contractual correspondiente. Dicha descripción se presentará para cada escenario que el Operador Petrolero considere dentro del Plan de Exploración, conforme lo siguiente:

4.1. Actividades relativas a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos.

Los Operadores Petroleros deberán presentar la información que se requiere en este apartado cuando por las características de la información de que dispone, respecto del Área de Asignación o Contractual, consideren en su Plan de Exploración la realización de actividades de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos.

4.1.1. Programa de actividades a realizar.

Descripción de las actividades exploratorias en cumplimiento a los términos y condiciones de la Asignación o Contrato respectivo, considerando las Mejores Prácticas de la Industria, las cuales podrán ser, entre otras:

4.1.1.1. Adquisición, procesamiento y reprocesamiento de:

a) Información geológica;

b) Información sísmica;

c) Métodos potenciales, y

d) Métodos electromagnéticos.

Cuando se considere la realización de estas actividades, la descripción de los estudios antes mencionados deberá contener al menos:

i. Nombre del estudio;

ii. Objetivos particulares;

iii. Alcances de las actividades;

iv. Cubrimiento en km o km2;

v. Tecnologías y metodologías por utilizar;

vi. Parámetros de adquisición y procesamiento;

vii. Algoritmos y tipo de procesamiento;

viii. Periodo de ejecución, y

ix. Resultados esperados.

4.1.1.2. Estudios exploratorios.

Los estudios pueden ser, entre otros: evaluación de cuencas, evaluación de sistemas petroleros, evaluación de Plays, estratigrafía, bioestratigrafía, geoquímica, interpretación de métodos potenciales, interpretación sísmica, interpretación estructural, ambientes sedimentarios, modelado geológico, etc. Cuando considere la realización de alguna de estas actividades, deberá contener:

a) Nombre del estudio y en su caso autor;

b) Objetivos particulares;

c) Alcances, y

d) Periodo de ejecución.

4.1.1.3. Pozos de sondeo estratigráfico.

En el caso de considerar una perforación exploratoria de sondeo estratigráfico con el objetivo de evaluar el potencial de Hidrocarburos, deberá incluir el cronograma de perforación, así como la justificación técnica de la inclusión de esta actividad dentro del Plan de Exploración.

4.1.1.4. Cronograma de actividades.

Se deberá presentar la totalidad de las actividades a realizar durante esta etapa exploratoria calendarizada de forma mensual, indicando duración y fechas estimadas de inicio y término por actividad y subactividad.

4.2. Actividades relativas a la etapa de Incorporación de Reservas.

Los Operadores Petroleros deberán presentar la información prevista en este apartado, cuando en el Plan de Exploración que presenten consideren la realización de actividades encaminadas a la Incorporación de Reservas.

Cuando por las características del Área de Asignación o Contractual, la Exploración se encuentre en etapa de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos y todavía no se cuente con la información suficiente que permita presentar la información con el nivel de detalle previsto en este apartado, los Operadores Petroleros deberán presentar por lo menos, una descripción conceptual de las actividades que conforme a la estrategia exploratoria podrían ser ejecutadas una vez que como resultado de la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos decidan continuar hacia esta etapa.

4.2.1. Programa de actividades a realizar.

Descripción de las actividades exploratorias en cumplimiento a los términos y condiciones de la Asignación o Contrato respectivo, considerando las Mejores Prácticas de la Industria.

Dichas actividades podrán ser, entre otras, las señaladas en el apartado Actividades relativas a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos a la escala correspondiente de los prospectos. Asimismo, deberá describir las siguientes:

4.2.1.1. Identificación de los Prospectos Exploratorios por perforar.

Respecto de cada Pozo exploratorio a perforar durante el Plan de Exploración, deberá indicar de forma preliminar lo siguiente:

a) Nombre del Pozo;

b) Coordenadas geográficas y coordenadas UTM, para el conductor y el objetivo;

c) Tipo de Hidrocarburo esperado;

d) Tipo de trampa;

e) Objetivo geológico;

f) Profundidad programada;

g) Elevación del terreno o tirante de agua, en su caso;

h) Recurso prospectivo asociado en (P90, P50, P10, Pmedia);

i) Probabilidad geológica y probabilidad comercial;

j) Sección sísmica interpretada referenciada a un mapa estructural, en donde se observe el Prospecto Exploratorio, y

k) Número de días de perforación, y en su caso, número de días de terminación.

Cuando no se cuente con el detalle de la información requerida en este apartado debido a las características del Área de Asignación o Contractual, los Operadores Petroleros presentarán al menos un

escenario operativo que considere el número de los Prospectos Exploratorios a realizar y sus características generales.

4.2.1.2. Programa preliminar para la toma de información.

Para cada Pozo exploratorio a perforar, indicando sin limitación: núcleos, registros geofísicos, perfiles sísmicos, pruebas de formación, muestras de fluidos, entre otros.

4.2.1.3. Cronograma de actividades.

Presentar la totalidad de las actividades a realizar durante esta etapa exploratoria calendarizadas por mes, indicando duración y fechas estimadas de inicio y término por actividad y subactividad.

4.3. Actividades relativas a la etapa de Caracterización y Delimitación.

Cuando los Operadores Petroleros consideren la realización de actividades encaminadas a la Caracterización y Delimitación, deberán presentar la información a que refiere el artículo 45 de los Lineamientos, al nivel de detalle solicitado en el presente Anexo.

5. CRONOGRAMA GENERAL DE ACTIVIDADES DE LOS ESCENARIOS.

6. OPCIONES TECNOLÓGICAS.

Describir las tecnologías a utilizar considerando las Mejores Prácticas de la Industria petrolera:

I. Identificación de retos tecnológicos. Descripción de los retos tecnológicos identificados para llevar a cabo las actividades de Exploración;

II. Criterios de selección de tecnologías exploratorias. Descripción de criterios de selección de las tecnologías exploratorias que permitirán una mejor capacidad de resolución y de predicción para alcanzar las metas y los objetivos del Plan de Exploración, y

III. Tecnologías por utilizar. Descripción de las alternativas tecnológicas a utilizar en el proceso exploratorio del Área Contractual o Asignación.

7. PROGRAMA DE INVERSIONES Y PRESUPUESTO

Los Operadores Petroleros deberán presentar los archivos del Programa de Inversiones; y en el caso de Contratos que así lo indiquen, el de Presupuesto.

7.1. PROGRAMA DE INVERSIONES

Los Operadores Petroleros deberán presentar el desglose de la inversión programada por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de estos. Las inversiones se deben presentar anualizadas para la totalidad del periodo de Exploración y expresada en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla I.1. Programa de Inversiones, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Todas las actividades mencionadas en el Plan de Exploración deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla I.1. Programa de Inversiones. De igual manera todas las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla I.1. Programa de Inversiones, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Plan de Exploración.

7.2. PRESUPUESTO

En el caso de Contratos que así lo indiquen, los Contratistas deberán presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de estos. Las inversiones se deben presentar mensualizadas para la totalidad del periodo del Programa de Trabajo correspondiente y expresada en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla I.2. Presupuesto, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Todas las actividades mencionadas en el Programa de Trabajo deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla I.2. Presupuesto. De igual manera todas las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla I.2. Presupuesto, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Programa de Trabajo.

I.A. MODIFICACIONES AL PLAN DE EXPLORACIÓN

Cuando ocurra alguno de los supuestos previstos en el artículo 41 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión el formato MP y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

Así mismo deberá adjuntarse el documento que integre los apartados del Plan de Exploración que sufran modificación, una tabla comparativa de los cambios que se proponen, así como la justificación técnica de las

modificaciones al Plan aprobado, con la información y el nivel de detalle previstos en este Anexo.

II. PROGRAMA DE EVALUACIÓN

Los Operadores Petroleros que presenten un Programa de Evaluación, deberán emplear el formato PE, y su instructivo correspondiente, al que adjuntarán la siguiente información:

I. Relación ordenada del contenido del Programa de Evaluación. El Programa de Evaluación deberá incluir la información en el orden que se menciona a continuación:

1. Resumen ejecutivo;

2. Datos generales y localización geográfica y geológica del Área de Asignación o Contrato, que incluya: la estructura del Descubrimiento y el polígono del área que contiene al Descubrimiento (área de evaluación);

3. Descripción y cronograma de las actividades de evaluación, considerando los posibles escenarios de acuerdo con la información que se obtenga durante la ejecución del Programa de Evaluación;

4. Programa de Inversiones y Presupuesto;

5. En su caso, manejo de los Hidrocarburos y lugar de entrega en términos de la Normativa aplicable, y

6. En su caso, Programa de aprovechamiento de Gas Natural Asociado.

A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:

1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1. Objetivo.

1.1.1. Objetivos del Programa de Evaluación. Descripción del objetivo del Programa de Evaluación.

1.1.2. Alcance. Descripción de los resultados esperados de la ejecución del Programa de Evaluación y la estrategia operativa.

1.1.3. Principales actividades de evaluación. Síntesis de las principales actividades del Programa de Evaluación.

1.1.4. Monto de la inversión. Monto total de la inversión en dólares de los Estados Unidos de América.

1.1.5. Datos del personal responsable del Programa de Evaluación. Señalar personal encargado del Programa de Evaluación para la atención de dudas técnicas relativas al contenido del mismo.

1.1.6. Información adicional. Información que el Operador Petrolero considere relevante y necesaria para la evaluación del Plan de Exploración por parte de la Comisión.

2. DATOS GENERALES Y LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y GEOLÓGICA DEL ÁREA DE ASIGNACIÓN O CONTRATO

2.1. Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia, y

2.2. Localización geográfica y geológica del área correspondiente al Descubrimiento a evaluar, con mapas georreferenciados y elementos de referencia, culturales, geológicos, relieve, entre otros que el Operador Petrolero considere relevantes.

3. DESCRIPCIÓN Y CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES QUE INTEGRAN EL PROGRAMA DE EVALUACIÓN

Deberá considerar en su caso los posibles escenarios planeados de acuerdo con la información que se obtenga durante la ejecución del Programa de Evaluación y contendrá:

3.1 Descripción detallada de cada una de las actividades a realizar en el Programa de Evaluación.

3.2 Cronograma en donde se presenten las actividades descritas en el punto anterior, calendarizadas por mes, indicando duración y fechas estimadas de inicio y término por actividad y subactividad.

3.3 Se deberá completar la Tabla I.3. Posible ubicación de los Pozos delimitadores a perforar, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

3.4 Programa preliminar de perforación y terminación del o los Pozos delimitadores considerados en el Programa de Evaluación, que incluya:

a) Estado mecánico preliminar;

b) Profundidad de asentamiento y descripción de TR's, columna geológica probable y objetivos y, en su caso, datos direccionales;

c) Registros geofísicos programados en cada Pozo, y

d) Toma de muestras de núcleo y tipo en cada Pozo.

3.5 Descripción de las pruebas de presión-producción a realizar:

a) Resumen y alcance de la o las pruebas de presión;

b) Cronograma de las actividades a realizar previo al inicio de la prueba o las pruebas de presión;

c) Diseño de la prueba o pruebas de presión a realizar;

d) Escenarios (simulaciones), consideraciones, suposiciones y premisas utilizadas para el diseño de la prueba o las pruebas de presión, así como la supervisión de las mismas, y

e) Secuencia operativa por ejecutar para realizar la o las pruebas de presión.

3.6 Descripción de las actividades a realizar que permitan obtener la información técnica siguiente:

a) Secciones sísmicas, estructurales y estratigráficas, considerando al menos una longitudinal y una transversal del Yacimiento que se evaluará, en dichas secciones deberán identificarse sus límites horizontales y verticales;

b) Mapas topográficos, geológicos (en tiempo y profundidad, paleoambientales sedimentarios, facies, litofacies, isopacas, isoporosidades, isopermeabilidades, intensidad de fracturamiento, entre otros) y de atributos sísmicos;

c) Descripciones litológicas, de petrografía, análisis de petrofísica básica y técnicas analíticas especiales que se contemplan realizar a los núcleos y muestras de canal;

d) Profundidades de los distintos contactos entre fluidos y la metodología empleada para su determinación;

e) Propiedades petrofísicas de las rocas del o los Yacimientos (modelos petrofísicos), y

f) Propiedades de los Hidrocarburos contenidos del Yacimiento (análisis PVT).

4. PROGRAMA DE INVERSIONES Y PRESUPUESTO

4.1 PROGRAMA DE INVERSIONES

Los Operadores Petroleros deberán presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de estos. Las inversiones se deben presentar anualizadas para la totalidad del periodo de Evaluación y expresada en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla I.1. Programa de Inversiones, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Todas las actividades mencionadas en el Programa de Evaluación deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla I.1. Programa de Inversiones. De igual manera todas las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla I.1. Programa de Inversiones, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Programa de Evaluación.

4.2 PRESUPUESTO

5. MANEJO DE HIDROCARBUROS PRODUCIDOS Y LUGAR DE ENTREGA

Cuando exista producción comercial de Hidrocarburos derivada de las actividades de evaluación, se deberá atender la Normativa aplicable y especificar lo siguiente:

5.1 Descripción de los puntos de medición, así como sus instrumentos de medida asociados;

5.2 Tipo de medidor y especificaciones técnicas;

5.3 Incertidumbre asociada a los instrumentos de medida;

5.4 Descripción del manejo de los Hidrocarburos desde el Pozo hasta el Punto de Medición y comercialización;

5.5 Calidad por tipo de Hidrocarburo obtenidos en superficie y los que en su caso se comercializarán y

5.6 Ubicación en la que se entregarán los Hidrocarburos al comprador o comercializador.

6. PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DE GAS NATURAL ASOCIADO

Deberá cumplir con la Normativa aplicable emitida por la Comisión en la materia, cuando derivado de las actividades de evaluación de acuerdo con lo siguiente:

6.1 El análisis técnico-económico respecto de las alternativas para el aprovechamiento del Gas Natural Asociado;

6.2 El volumen de Gas Natural Asociado que se aprovechará;

6.3 La descripción de las acciones e inversiones para el aprovechamiento, conservación, transferencia, o cuando sea necesaria, la destrucción controlada, en términos del artículo 6 de las Disposiciones Técnicas para el aprovechamiento del Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, y

6.4 La descripción general de instalaciones y equipos dedicados en materia de aprovechamiento de gas natural asociado, identificando su ubicación a través de un mapa y croquis descriptivo de estas. Lo anterior, incluyendo los sistemas de medición disponibles.

II.A. MODIFICACIONES AL PROGRAMA DE EVALUACIÓN

Cuando ocurra alguno de los supuestos previstos en el artículo 50 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión el formato PE y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

Así mismo deberá adjuntarse el documento que integre los apartados del Programa de Evaluación que sufran modificación, los cuales deberán cumplir con los requisitos y nivel de detalle en el fueron originalmente presentados, una tabla comparativa de los cambios que se proponen, así como la justificación técnica de las modificaciones al programa aprobado, con la información y el nivel de detalle previstos en este Anexo.

III. INFORME DE EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE HIDROCARBUROS

El informe de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos que presenten los Operadores Petroleros en el supuesto previsto en el artículo 104 de los Lineamientos, mediante formato EPH deberá estar acompañado de la siguiente información:

1. Datos generales de la Asignación o Contrato

2. Identificación de Plays hipotéticos o establecidos

3. Estimación de recursos prospectivos, por tipo de Hidrocarburo y en petróleo crudo equivalente

4. Portafolio de Oportunidades Exploratorias y Prospectos Exploratorios jerarquizados

5. Resultados de la perforación de Pozos de sondeo estratigráfico, en su caso, y

6. Escenario Operativo Seleccionado.

A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:

1. DATOS GENERALES DE LA ASIGNACIÓN O CONTRATO

1.1. Localización geográfica y geológica del Área de Asignación o Contrato.

2. IDENTIFICACIÓN DE PLAYS HIPOTÉTICOS O ESTABLECIDOS

2.1. Mapas de los Plays identificados;

2.2. Descripción de cada Play en términos del Yacimiento, fluidos, roca generadora y propiedades estimadas;

2.3. Presentar un mapa estructural de cada Play.

3. ESTIMACIÓN DE RECURSOS PROSPECTIVOS, POR TIPO DE HIDROCARBURO Y EN PETRÓLEO CRUDO EQUIVALENTE

Completar la Tabla I.4. Estimación de recursos prospectivos.

4. PORTAFOLIO DE OPORTUNIDADES EXPLORATORIAS Y PROSPECTOS EXPLORATORIOS JERARQUIZADOS

4.1. El portafolio de Oportunidades Exploratorias deberá presentarse en formato de hoja de cálculo editable, indicado por lo menos la siguiente información:

a) Provincia geológica;

b) Objetivos y profundidad;

c) Play;

d) Ambiente sedimentario;

e) Litología;

f) Tipo de trampa;

g) Campo análogo;

h) Tipo de trayectoria del Pozo exploratorio requerido;

i) Tirante de agua o elevación del terreno;

j) Área de la Oportunidad Exploratoria (P90, P50, P10 y Pmedia);

k) Espesor neto del objetivo (P90, P50, P10 y Pmedia);

l) Retos tecnológicos y operativos principales, y

m) Cualquier otro que considere relevante.

4.2. Presentar secciones sísmicas representativas interpretadas, correspondientes a los Prospectos Exploratorios descritos.

4.3. Profundidad de los posibles objetivos.

4.4. La probabilidad de éxito geológico, por Prospecto Exploratorio y objetivo, de conformidad con la Tabla I.5. Probabilidad de éxito geológico del formato.

5. RESULTADOS DE LA PERFORACIÓN DE POZOS DE SONDEO ESTRATIGRÁFICO, EN SU CASO, Y

6. ESCENARIO OPERATIVO SELECCIONADO

En los supuestos en el que el Operador Petrolero tuviere el Plan de Exploración aprobado con diversos escenarios operativos, deberá informar a la Comisión, cuál de estos será la alternativa a ejecutar.

IV. NOTIFICACIÓN DE UN DESCUBRIMIENTO

La notificación de un Descubrimiento que presenten los Operadores Petroleros en el supuesto previsto en el artículo 42 de los Lineamientos, deberá presentarse mediante el formato ND, adjuntando la siguiente información:

1. Localización geográfica y geológica del Descubrimiento;

2. Información técnica disponible relacionada con el Descubrimiento;

3. Un reporte con el análisis de dicha información, estableciendo los detalles acerca de un posible programa de prueba de producción a Pozos y estimulación;

4. Estimación preliminar de los recursos descubiertos, y

5. Los criterios preliminares sobre la conveniencia de realizar actividades de evaluación adicionales de dicho Descubrimiento.

A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:

1. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA Y GEOLÓGICA DEL DESCUBRIMIENTO

I.1. Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia.

I.2. Localización geográfica y geológica del Área de Asignación o Contractual donde ha ocurrido el Descubrimiento con mapas georreferenciados y elementos de referencia: culturales, geológicos, relieve y los demás que el Operador Petrolero considere pertinentes.

2. LA INFORMACIÓN TÉCNICA DISPONIBLE RELACIONADA CON EL DESCUBRIMIENTO

Dicha información deberá incluir los detalles de la calidad, flujo y formaciones geológicas que contienen Hidrocarburos, y descripción de las pruebas realizadas al Pozo descubridor, así como los resultados obtenidos. Para tal efecto deberá presentar:

2.1. Secciones sísmicas, estructurales y estratigráficas, interpretadas; considerando al menos una de tipo longitudinal y una transversal de cada uno de los Yacimientos descubiertos.

2.2. Los registros geofísicos interpretados tomados en el Pozo descubridor.

2.3. Resumen de los elementos y procesos esenciales del sistema petrolero:

a) Roca almacén;

b) Roca sello;

c) Roca generadora;

d) Trampa, y

e) Sincronía y migración.

3. REPORTE CON EL ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN ANTERIOR, ESTABLECIENDO LOS DETALLES ACERCA DE UN POSIBLE PROGRAMA DE PRUEBA DE PRODUCCIÓN A POZOS Y ESTIMULACIÓN

Cuando el Operador Petrolero haya realizado pruebas de producción o estimulación del Pozo descubridor deberá atender los siguientes requisitos:

3.1. Descripción detallada de las pruebas de producción realizadas en el Pozo descubridor, incluyendo el objetivo, alcance y tiempo de las mismas, así como los resultados medidos, de conformidad con la Tabla I.6. Medición durante las pruebas de producción realizadas en el Pozo descubridor, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.com.mx.

3.2. Para el caso en el que el Pozo descubridor haya sido estimulado deberá presentar el detalle de la operación realizada y se deberá reportar la información contenida en la tabla del punto 1, de la estimulación.

3.3. Las propiedades petrofísicas determinadas y descripción de la metodología e insumos utilizados para dicha determinación.

4. ESTIMACIÓN PRELIMINAR DE LOS RECURSOS DESCUBIERTOS

4.1. Con base en la información medida y estimada se deberán reportar los recursos contingentes asociados al Descubrimiento realizado para cada Yacimiento por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla I.7. Recursos contingentes asociados al descubrimiento.

En caso de que el Operador Petrolero cumpla con los requisitos establecidos en la metodología de estimación de Reservas que adoptó la Comisión para este propósito, deberá indicar las Reservas que incorpora en su caso, con el Descubrimiento notificado, para cada Yacimiento por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla I.8. Reservas que se incorporan con el descubrimiento notificado.

5. LOS CRITERIOS PRELIMINARES SOBRE LA CONVENIENCIA DE REALIZAR ACTIVIDADES DE EVALUACIÓN ADICIONALES DE DICHO DESCUBRIMIENTO

Respecto de las cuales deberán presentar la descripción de las actividades que espera realizar en la siguiente etapa.

V. INFORME DE EVALUACIÓN

Los Operadores Petroleros deberán presentar el informe de evaluación en el supuesto previsto en el artículo 52 de los Lineamientos, mediante el formato IE, al cual deberá adjuntarse la siguiente información:

1. Reporte que describa todas las actividades llevadas a cabo por el Operador Petrolero durante el Programa de Evaluación;

2. Los datos técnicos, mapas y reportes relativos al Descubrimiento evaluado;

3. Estimación de los volúmenes de Hidrocarburos asociados al Descubrimiento y la recuperación final del mismo;

4. Estudio de la viabilidad de desarrollo del área de evaluación;

5. Cualquier opinión elaborada por peritos encargados de llevar a cabo estudios operacionales; técnicos y económicos relacionados con el Descubrimiento;

6. Cualquier otro hecho considerado relevante por el Operador Petrolero, y

7. Conclusiones generales e hipótesis que sirva de sustento para considerar si el Descubrimiento puede ser un Descubrimiento Comercial.

Asimismo, se deberá adjuntar el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:

1. REPORTE QUE DESCRIBA TODAS LAS ACTIVIDADES LLEVADAS A CABO POR EL OPERADOR PETROLERO DURANTE EL PROGRAMA DE EVALUACIÓN

El mismo deberá incluir:

1.1. La descripción de las actividades realizadas en el periodo de evaluación, conforme al Programa de Evaluación aprobado por la Comisión, así como las desviaciones con respecto al mismo, y en su caso las medidas tomadas para compensar dichas desviaciones, y

1.2. Cronograma de actividades, sub-actividades y tareas de evaluación ejecutadas durante el periodo de evaluación.

2. LOS DATOS TÉCNICOS, MAPAS Y REPORTES RELATIVOS AL DESCUBRIMIENTO EVALUADO

En este apartado deberá describirse al menos lo siguiente:

2.1. Secciones sísmicas, estructurales y estratigráficas, interpretadas que considere al menos una de tipo longitudinal y una transversal a cada uno de los Yacimientos descubiertos;

2.2. Análisis de los registros geofísicos y los modelos petrofísicos empleados;

2.3. Mapas topográficos, geológicos (estructurales en tiempo y profundidad, paleoambientes, sedimentarios, facies, litofacies, isopacas, isoporosidades, isopermeabilidades, de fracturas, entre otros) y de atributos sísmicos, en la cima de cada Yacimiento en donde se observen los contactos de los fluidos;

2.4. Los resultados de los análisis de núcleos y muestras de canal, mencionando sin limitación: descripciones litológicas megascópicas, petrografía, resultados de propiedades petrofísicas básicas y técnicas analíticas;

2.5. Análisis de los datos de presión volumen y temperatura (PVT) de los fluidos de cada Yacimiento;

2.6. Secuencia operativa del programa ejecutado durante las pruebas de presión, considerando al menos:

a) El programa operativo;

b) La descripción de las herramientas de fondo y equipos de superficie utilizados, y

c) La cronología de las operaciones realizadas.

2.7. En caso de que el Programa de Evaluación incluya una prueba dinámica de producción (DST o equivalente), se incluirá una descripción del pre-acondicionamiento y limpieza del Pozo para la prueba, indicando:

a) Tiempo de apertura para la limpieza, incluyendo diámetros de estrangulador y gasto de producción de los fluidos recuperados, y

b) Tiempo de estabilización de flujo para la realización de la prueba, incluyendo diámetros de estrangulador, gasto de aceite, gasto de gas, presiones y temperaturas.

En caso de que no se considere realizar esta actividad, el Operador Petrolero deberá justificar técnicamente la razón.

2.8. De la información utilizada en la interpretación de las pruebas de presión, indicar:

a) Memoria de cálculo;

b) Variables;

c) Constantes;

d) Control de calidad de las mediciones obtenidas;

e) Gráfico log-log de delta de presión y la derivada de presión;

f) Gráfico semi-log de la presión contra el tiempo de superposición;

g) Ajuste histórico de la presión durante toda la prueba, y

h) Otros valores e insumos utilizados durante la interpretación.

2.9. De los resultados de las pruebas realizadas, indicar:

a) Almacenamiento;

b) Daño;

c) Permeabilidad;

d) Presión inicial;

e) Radio de Investigación;

f) Volumen asociado al radio de investigación;

g) Capacidad de flujo;

h) Determinación de los límites de cada Yacimiento o de los compartimentos, en su caso, y

i) Volumen asociado al radio de investigación del Pozo.

2.10. Respecto a la medición de los Hidrocarburos realizada durante la prueba, deberá reportar:

a) Datos de aforos;

b) Tasas de producción, y

c) Temperatura y presión de cada sensor del equipo de medición del Pozo y del separador en los distintos puntos de manejo de la producción.

3. ESTIMACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS ASOCIADOS AL DESCUBRIMIENTO Y LA RECUPERACIÓN FINAL DEL MISMO

En este apartado se deberá describir lo siguiente:

3.1. Flujo de trabajo empleado para la construcción de los modelos estático y dinámico;

3.2. Dimensiones de cada Yacimiento;

3.3. Las metodologías utilizadas para el cálculo del volumen original de Hidrocarburos (método volumétrico, balance de materia, simulación numérica);

3.3.1 Para el caso en el que se haya utilizado un modelo de balance de materia, adicionalmente deberá presentar dicho modelo en formato gráfico editable.

3.4. Los recursos asociados al Descubrimiento para cada Yacimiento por tipo de Hidrocarburo, de conformidad con la Tabla I.9. Recursos asociados al descubrimiento.

4. ESTUDIO DE LA VIABILIDAD DE DESARROLLO DEL ÁREA DE EVALUACIÓN

Este estudio deberá contener un análisis económico basado en pronósticos anuales, de los perfiles de la producción por Pozo, las inversiones requeridas, los ingresos y los costos de operación. Para el caso de los perfiles de producción, estos consideran el pronóstico de tasa máxima de eficiencia de producción.

5. CUALQUIER OPINIÓN ELABORADA POR PERITOS ENCARGADOS DE LLEVAR A CABO ESTUDIOS OPERACIONALES, TÉCNICOS Y ECONÓMICOS RELACIONADOS CON EL DESCUBRIMIENTO

6. CUALQUIER OTRO HECHO CONSIDERADO RELEVANTE POR EL OPERADOR PETROLERO

7. CONCLUSIONES GENERALES E HIPÓTESIS QUE SIRVA DE SUSTENTO PARA CONSIDERAR SI EL DESCUBRIMIENTO PUEDE SER UN DESCUBRIMIENTO COMERCIAL

VI. DECLARACIÓN DE DESCUBRIMIENTO COMERCIAL

La declaración de Descubrimiento Comercial que presenten los Operadores Petroleros en el supuesto previsto en el artículo 56 de los Lineamientos, con formato DDC deberá contener la siguiente información:

1. DELIMITACIÓN Y CARACTERÍSTICAS DEL ÁREA DE DESARROLLO

Para tal efecto deberá presentarse:

a. Identificación de la Asignación o Contrato y su vigencia, y

b. Localización geográfica y geológica de la porción del Área de Asignación o Contractual que pretende llevar a desarrollo, con mapas georreferenciados y elementos de referencia.

2. MANIFESTACIÓN EXPRESA DE DESARROLLAR EL DESCUBRIMIENTO COMERCIAL

Tablas del Anexo I

Tabla I.1. Programa de Inversiones

Parte 1 de 4

Parte 2 de 4

AC-2

Evaluación

SA-08

General

TA-035

Evaluaciones técnico económicas

AC-2

Evaluación

SA-08

General

TA-036

Plan de desarrollo con ingeniería básica

AC-2

Evaluación

SA-08

General

TA-037

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-038

Adquisición sísmica, 2D, 3D, 4D, multicomponente

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-039

Pre-procesado, procesado, interpretación y re-procesado de datos sísmicos

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-040

Levantamientos magnetométricos, adquisición, procesado e interpretación

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-041

Levantamientos gravimétricos, adquisición, procesado e interpretación

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-042

Análisis geoquímicos de muestras

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-043

Estudios estratigráficos

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-044

Análisis de Hidrocarburos

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-045

Estudios geológicos regionales

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-046

Estudios geológicos de detalle

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-047

Estudios petrofísicos

AC-2

Evaluación

SA-11

Pruebas de Producción

TA-048

Equipamiento de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-11

Pruebas de Producción

TA-049

Realización de pruebas de producción

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-050

Cálculo de Reservas y estimaciones de producción

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-051

Modelado y simulación de Yacimientos

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-052

Estudios presión, volumen y temperatura (PVT)

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-053

Caracterización de Yacimientos

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-054

Diseño de terminaciones de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-055

Ingeniería conceptual

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-056

Diseño de instalaciones de superficie

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-057

Estudios del fondo marino

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-058

Diseño de ductos

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-059

Preparación de áreas y/o vías de acceso a la localización

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-060

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-061

Servicios de soporte

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-062

Servicios de perforación de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-063

Realización de pruebas de formación

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-064

Suministros y Materiales

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-065

Terminación de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-066

Estudios de impacto ambiental

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-067

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-068

Auditorías de seguridad

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-069

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-070

Restauración ambiental

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-071

Auditoría ambiental

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-072

Evaluaciones técnico económicas

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-073

Administración de contratos

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-074

Plan de desarrollo con ingeniería de detalle

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-075

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

AC-3

Desarrollo

SA-17

Geofísica

TA-076

Reinterpretación sísmica de detalle

AC-3

Desarrollo

SA-17

Geofísica

TA-077

Procesamiento y reprocesamiento de datos sísmicos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-078

Caracterización geológica petrofísica de Yacimientos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-079

Análisis geoquímicos de muestras

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-080

Estudios estratigráficos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-081

Análisis de Hidrocarburos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-082

Estudios petrofísicos

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-083

Preparación de áreas y/o vías de acceso a la localización

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-084

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-085

Servicios de soporte

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-086

Servicios de perforación de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-087

Suministros y Materiales

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-088

Terminación de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-20

Pruebas de Producción

TA-089

Equipamiento de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-20

Pruebas de Producción

TA-090

Realización de pruebas de producción

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-091

Cálculo de Reservas y estimaciones de producción

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-092

Modelado y simulación de Yacimientos

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-093

Estudios de presión volumen temperatura (PVT)

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-094

Caracterización de Yacimientos

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-095

Diseño de terminaciones de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-22

Intervención de Pozos

TA-096

Intervención de Pozos para restauración

AC-3

Desarrollo

SA-22

Intervención de Pozos

TA-097

Otras intervenciones específicas en Pozos

Parte 3 de 4

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-098

Ingeniería de detalle

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-099

Ingeniería conceptual

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-100

Diseño de instalaciones de superficie

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-101

Estudios de fondo marino

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-102

Diseño de ductos

AC-3

Desarrollo

SA-24

Construcción Instalaciones

TA-103

Construcción de instalaciones terrestres y marinas

AC-3

Desarrollo

SA-24

Construcción Instalaciones

TA-104

Construcción y tendido de ductos

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-105

Elaboración del plan de seguridad y medio ambiente

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-106

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-107

Implementación y seguimiento

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-108

Auditoría ambiental

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-109

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-110

Restauración ambiental

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-111

Auditorías de seguridad

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-112

Administración de contratos

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-113

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-114

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-115

Servicios de soporte

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-116

Procesamiento y reprocesamiento de información geofísica y petrofísica

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-117

Caracterización geológica y petrofísica de Yacimientos

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-118

Análisis geoquímicos de muestras

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-119

Estudios petrofísicos

AC-4

Producción

SA-28

Pruebas de Producción

TA-120

Equipamiento de Pozos

AC-4

Producción

SA-28

Pruebas de Producción

TA-121

Realización de pruebas de producción

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-122

Cálculo de Reservas y estimaciones de producción

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-123

Simulación y caracterización de Yacimientos

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-124

Estudios de presión volumen temperatura (PVT)

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-125

Diseño de terminaciones de Pozos

AC-4

Producción

SA-30

Otras Ingenierías

TA-126

Ingeniería de detalle para reacondicionamiento de instalaciones

AC-4

Producción

SA-31

Construcción Instalaciones

TA-127

Construcción y/o adaptación de infraestructura u otras facilidades

AC-4

Producción

SA-32

Intervención de Pozos

TA-128

Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación

AC-4

Producción

SA-32

Intervención de Pozos

TA-129

Otras intervenciones específicas en Pozos

AC-4

Producción

SA-33

Operación de Instalaciones de
Producción

TA-130

Mantenimiento de las instalaciones de producción

AC-4

Producción

SA-33

Operación de Instalaciones de
Producción

TA-131

Ingeniería de producción

AC-4

Producción

SA-33

Operación de Instalaciones de
Producción

TA-132

Operación de las instalaciones de producción

AC-4

Producción

SA-34

Ductos

TA-133

Mantenimiento de ductos

AC-4

Producción

SA-34

Ductos

TA-134

Operación de ductos

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-135

Actualización del plan de seguridad y medio ambiente

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-136

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-137

Implementación y seguimiento

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-138

Auditoría ambiental

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-139

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-140

Restauración ambiental

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-141

Auditoría de seguridad

AC-5

Abandono

SA-36

General

TA-142

Evaluaciones técnico económicas

AC-5

Abandono

SA-36

General

TA-143

Administración de contratos

AC-5

Abandono

SA-36

General

TA-144

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

AC-5

Abandono

SA-37

Otras Ingenierías

TA-145

Planes de Abandono

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-146

Ejecución del Abandono instalaciones de superficie

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-147

Ejecución de planes de restauración

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-148

Ejecución de planes de Abandono de instalaciones de fondo

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-149

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-150

Servicios de soporte

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-151

Estudios de impacto ambiental

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-152

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-153

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-154

Auditoría ambiental

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-155

Auditoría de seguridad

N/A

Sub-total

N/A

Contenido Nacional

Gastos excluidos del Cálculo de Contenido Nacional

N/A

Total contabilizable para contenido nacional

N/A

Porcentaje de contenido nacional (variable de Metodología)

N/A

Monto de gasto total anual

N/A

Porcentaje de contenido nacional (Total anual)

N/A

Monto de gasto total por etapa

N/A

Porcentaje de contenido nacional (por etapa)

Parte 4 de 4

Año
Programa de Inversiones (Dólares)
Mano de Obra ($)		Bienes ($)		Servicios ($)		Capacitación ($)		Transferencia de Tecnología	Infraestructura (Social)
Contenido Nacional	Extranjero	Contenido Nacional	Extranjero	Contenido Nacional	Extranjero	Contenido Nacional	Extranjero	$	$

Tabla I.2. Presupuesto

Parte 1 de 4

Detalle

Numero de Contrato/Asignación:

Operador:

Nombre del Área Contractual/Bloque/Asignación:

Fecha Presentación:

Gastos excluidos del cálculo de contenido nacional. Se reitera que, según lo establecido en la Metodología, no son acreditables para Contenido Nacional los gastos en: servicios financieros, servicios en medios masivos, servicios de alojamiento temporal y de preparación de alimentos y bebidas,
servicios financieros y de seguros, servicios de esparcimiento culturales y deportivos, y otros servicios recreativos, servicios personales, servicios de asociaciones y organizaciones, determinados en los sectores o subsectores del Sistema de Clasificación Industrial de América del Norte. Asimismo
los gastos que no representen un pago por un bien, servicio, mano de obra, capacitación, transferencia de tecnología o infraestructura, de acuerdo a lo definido en la Metodología, no son acreditables para el cálculo de contenido nacional; como es el caso de pago de cuotas contractuales, impuestos o
derechos.

Clasificación

Estructura CC

Costos

id_Actividad
petrolera

Actividad
petrolera

id_Sub-
actividad
petrolera

Sub-actividad petrolera

id_Tarea

Tarea

Sub-tarea

Costo
considerado a
ser elegible (Sí /
No)

Area

Campo*

Yacimiento*

Pozo

Inversión o
Gasto
Operativo

id_Sub-tarea

Descripción

AC-1

Exploración

SA-01

General

TA-001

Evaluaciones técnico económicas

AC-1

Exploración

SA-01

General

TA-002

Recopilación de información

AC-1

Exploración

SA-01

General

TA-003

Administración, gestión de actividades y gastos del proyecto

AC-1

Exploración

SA-01

General

TA-004

Revisión y evaluación de información

AC-1

Exploración

SA-02

Geofísica

TA-005

Adquisición sísmica, 2D, 3D, 4D, multicomponente

AC-1

Exploración

SA-02

Geofísica

TA-006

Pre-procesado, procesado, interpretación y re-procesado de datos sísmicos

AC-1

Exploración

SA-02

Geofísica

TA-007

Levantamientos magnetométricos, adquisición, procesado e interpretación

AC-1

Exploración

SA-02

Geofísica

TA-008

Levantamientos gravimétricos, adquisición, procesado e interpretación

AC-1

Exploración

SA-03

Geología

TA-009

Análisis geoquímicos de muestras

AC-1

Exploración

SA-03

Geología

TA-010

Estudios estratigráficos

AC-1

Exploración

SA-03

Geología

TA-011

Análisis de Hidrocarburos

AC-1

Exploración

SA-03

Geología

TA-012

Estudios geológicos regionales

AC-1

Exploración

SA-03

Geología

TA-013

Estudios geológicos de detalle

AC-1

Exploración

SA-03

Geología

TA-014

Estudios petrofísicos

AC-1

Exploración

SA-04

Perforación de Pozos

TA-015

Preparación de áreas y/o vías de acceso a la localización

AC-1

Exploración

SA-04

Perforación de Pozos

TA-016

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-1

Exploración

SA-04

Perforación de Pozos

TA-017

Servicios de soporte

AC-1

Exploración

SA-04

Perforación de Pozos

TA-018

Servicios de perforación de Pozos

AC-1

Exploración

SA-04

Perforación de Pozos

TA-019

Realización de pruebas de formación

AC-1

Exploración

SA-04

Perforación de Pozos

TA-020

Suministros y Materiales

AC-1

Exploración

SA-04

Perforación de Pozos

TA-021

Terminación de Pozos

AC-1

Exploración

SA-05

Ingeniería de Yacimientos

TA-022

Estimación de recursos prospectivos y estimaciones de producción

AC-1

Exploración

SA-05

Ingeniería de Yacimientos

TA-023

Delimitación de Yacimientos

AC-1

Exploración

SA-05

Ingeniería de Yacimientos

TA-024

Caracterización de Yacimientos

AC-1

Exploración

SA-06

Otras Ingenierías

TA-025

Ingeniería conceptual

AC-1

Exploración

SA-06

Otras Ingenierías

TA-026

Diseño de instalaciones de superficie

AC-1

Exploración

SA-06

Otras Ingenierías

TA-027

Estudios del fondo marino

AC-1

Exploración

SA-06

Otras Ingenierías

TA-028

Diseño de ductos

AC-1

Exploración

SA-07

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-029

Estudios de impacto ambiental

AC-1

Exploración

SA-07

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-030

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-1

Exploración

SA-07

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-031

Auditorías de seguridad

AC-1

Exploración

SA-07

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-032

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-1

Exploración

SA-07

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-033

Restauración ambiental

AC-1

Exploración

SA-07

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-034

Auditoría ambiental

AC-2

Evaluación

SA-08

General

TA-035

Evaluaciones técnico económicas

AC-2

Evaluación

SA-08

General

TA-036

Plan de desarrollo con ingeniería básica

AC-2

Evaluación

SA-08

General

TA-037

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

Parte 2 de 4

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-038

Adquisición sísmica, 2D, 3D, 4D, multicomponente

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-039

Pre-procesado, procesado, interpretación y re-procesado de datos sísmicos

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-040

Levantamientos magnetométricos, adquisición, procesado e interpretación

AC-2

Evaluación

SA-09

Geofísica

TA-041

Levantamientos gravimétricos, adquisición, procesado e interpretación

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-042

Análisis geoquímicos de muestras

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-043

Estudios estratigráficos

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-044

Análisis de Hidrocarburos

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-045

Estudios geológicos regionales

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-046

Estudios geológicos de detalle

AC-2

Evaluación

SA-10

Geología

TA-047

Estudios petrofísicos

AC-2

Evaluación

SA-11

Pruebas de Producción

TA-048

Equipamiento de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-11

Pruebas de Producción

TA-049

Realización de pruebas de producción

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-050

Cálculo de Reservas y estimaciones de producción

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-051

Modelado y simulación de Yacimientos

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-052

Estudios presión, volumen y temperatura (PVT)

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-053

Caracterización de Yacimientos

AC-2

Evaluación

SA-12

Ingeniería de Yacimientos

TA-054

Diseño de terminaciones de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-055

Ingeniería conceptual

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-056

Diseño de instalaciones de superficie

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-057

Estudios del fondo marino

AC-2

Evaluación

SA-13

Otras Ingenierías

TA-058

Diseño de ductos

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-059

Preparación de áreas y/o vías de acceso a la localización

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-060

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-061

Servicios de soporte

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-062

Servicios de perforación de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-063

Realización de pruebas de formación

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-064

Suministros y Materiales

AC-2

Evaluación

SA-14

Perforación de Pozos

TA-065

Terminación de Pozos

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-066

Estudios de impacto ambiental

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-067

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-068

Auditorías de seguridad

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-069

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-070

Restauración ambiental

AC-2

Evaluación

SA-15

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-071

Auditoría ambiental

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-072

Evaluaciones técnico económicas

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-073

Administración de contratos

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-074

Plan de desarrollo con ingeniería de detalle

AC-3

Desarrollo

SA-16

General

TA-075

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

AC-3

Desarrollo

SA-17

Geofísica

TA-076

Reinterpretación sísmica de detalle

AC-3

Desarrollo

SA-17

Geofísica

TA-077

Procesamiento y reprocesamiento de datos sísmicos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-078

Caracterización geológica petrofísica de Yacimientos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-079

Análisis geoquímicos de muestras

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-080

Estudios estratigráficos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-081

Análisis de Hidrocarburos

AC-3

Desarrollo

SA-18

Geología

TA-082

Estudios petrofísicos

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-083

Preparación de áreas y/o vías de acceso a la localización

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-084

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-085

Servicios de soporte

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-086

Servicios de perforación de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-087

Suministros y Materiales

AC-3

Desarrollo

SA-19

Perforación de Pozos

TA-088

Terminación de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-20

Pruebas de Producción

TA-089

Equipamiento de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-20

Pruebas de Producción

TA-090

Realización de pruebas de producción

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-091

Cálculo de Reservas y estimaciones de producción

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-092

Modelado y simulación de Yacimientos

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-093

Estudios de presión volumen temperatura (PVT)

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-094

Caracterización de Yacimientos

AC-3

Desarrollo

SA-21

Ingeniería de Yacimientos

TA-095

Diseño de terminaciones de Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-22

Intervención de Pozos

TA-096

Intervención de Pozos para restauración

AC-3

Desarrollo

SA-22

Intervención de Pozos

TA-097

Otras intervenciones específicas en Pozos

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-098

Ingeniería de detalle

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-099

Ingeniería conceptual

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-100

Diseño de instalaciones de superficie

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-101

Estudios de fondo marino

AC-3

Desarrollo

SA-23

Otras Ingenierías

TA-102

Diseño de ductos

AC-3

Desarrollo

SA-24

Construcción Instalaciones

TA-103

Construcción de instalaciones terrestres y marinas

AC-3

Desarrollo

SA-24

Construcción Instalaciones

TA-104

Construcción y tendido de ductos

Parte 3 de 4

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-105

Elaboración del plan de seguridad y medio ambiente

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-106

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-107

Implementación y seguimiento

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-108

Auditoría ambiental

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-109

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-110

Restauración ambiental

AC-3

Desarrollo

SA-25

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-111

Auditorías de seguridad

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-112

Administración de contratos

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-113

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-114

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-4

Producción

SA-26

General

TA-115

Servicios de soporte

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-116

Procesamiento y reprocesamiento de información geofísica y petrofísica

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-117

Caracterización geológica y petrofísica de Yacimientos

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-118

Análisis geoquímicos de muestras

AC-4

Producción

SA-27

Geología

TA-119

Estudios petrofísicos

AC-4

Producción

SA-28

Pruebas de Producción

TA-120

Equipamiento de Pozos

AC-4

Producción

SA-28

Pruebas de Producción

TA-121

Realización de pruebas de producción

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-122

Cálculo de Reservas y estimaciones de producción

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-123

Simulación y caracterización de Yacimientos

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-124

Estudios de presión volumen temperatura (PVT)

AC-4

Producción

SA-29

Ingeniería de Yacimientos

TA-125

Diseño de terminaciones de Pozos

AC-4

Producción

SA-30

Otras Ingenierías

TA-126

Ingeniería de detalle para reacondicionamiento de instalaciones

AC-4

Producción

SA-31

Construcción Instalaciones

TA-127

Construcción y/o adaptación de infraestructura u otras facilidades

AC-4

Producción

SA-32

Intervención de Pozos

TA-128

Intervención de Pozos para mantenimiento y rehabilitación

AC-4

Producción

SA-32

Intervención de Pozos

TA-129

Otras intervenciones específicas en Pozos

AC-4

Producción

SA-33

Operación de Instalaciones de
Producción

TA-130

Mantenimiento de las instalaciones de producción

AC-4

Producción

SA-33

Operación de Instalaciones de
Producción

TA-131

Ingeniería de producción

AC-4

Producción

SA-33

Operación de Instalaciones de
Producción

TA-132

Operación de las instalaciones de producción

AC-4

Producción

SA-34

Ductos

TA-133

Mantenimiento de ductos

AC-4

Producción

SA-34

Ductos

TA-134

Operación de ductos

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-135

Actualización del plan de seguridad y medio ambiente

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-136

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-137

Implementación y seguimiento

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-138

Auditoría ambiental

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-139

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-140

Restauración ambiental

AC-4

Producción

SA-35

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-141

Auditoría de seguridad

AC-5

Abandono

SA-36

General

TA-142

Evaluaciones técnico económicas

AC-5

Abandono

SA-36

General

TA-143

Administración de contratos

AC-5

Abandono

SA-36

General

TA-144

Administración, gestión de actividades y gastos generales del proyecto

AC-5

Abandono

SA-37

Otras Ingenierías

TA-145

Planes de Abandono

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-146

Ejecución del Abandono instalaciones de superficie

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-147

Ejecución de planes de restauración

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-148

Ejecución de planes de Abandono de instalaciones de fondo

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-149

Transporte marítimo y/o aéreo de personal, Materiales y/o equipos

AC-5

Abandono

SA-38

Desmantela-miento de Instalaciones

TA-150

Servicios de soporte

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-151

Estudios de impacto ambiental

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-152

Prevención y detección de incendio y fugas de gas

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-153

Tratamiento y eliminación de residuos

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-154

Auditoría ambiental

AC-5

Abandono

SA-39

Seguridad, Salud y Medio Ambiente

TA-155

Auditoría de seguridad

N/A

Sub-total

N/A

Contenido Nacional

Gastos excluidos del Cálculo de Contenido Nacional

N/A

Total contabilizable para contenido nacional

N/A

Porcentaje de contenido nacional (variable de Metodología)

N/A

Monto de gasto total anual

N/A

Porcentaje de contenido nacional (Total anual)

N/A

Monto de gasto total por etapa

N/A

Porcentaje de contenido nacional (por etapa)

Parte 4 de 4

2019, enero
(Dólares)
Mano de Obra ($)		Bienes ($)		Servicios ($)		Capacitación ($)		Transferencia de Tecnologia	Infraestructura (Social)
Contenido Nacional	Extranjero	Contenido Nacional	Extranjero	Contenido Nacional	Extranjero	Contenido Nacional	Extranjero	$	$

Tabla I.3. Posible ubicación de los Pozos delimitadores a perforar

Parte 1 de 1

Tabla I.4. Estimación de recursos prospectivos

Parte 1 de 1

Tabla I.5. Probabilidad de éxito geológico

Parte 1 de 1

Tabla I.6. Medición durante las Pruebas de Producción realizadas en el Pozo descubridor

Parte 1 de 1

Tabla I.7. Recursos contingentes asociados al descubrimiento

Parte 1 de 1

Tabla I.8. Reservas que se incorporan con el descubrimiento notificado

Parte 1 de 1

Tabla I.9. Recursos asociados al descubrimiento

Parte 1 de 2

Parte 2 de 2

ANEXO II

Elaboración y Presentación de los Planes de Desarrollo para la Extracción

OBJETO.

Este Anexo tiene por objeto establecer los elementos esenciales que debe contener el Plan de Desarrollo para la Extracción. Los Operadores Petroleros deben presentar cada una de las secciones que se señalan en el presente Anexo indicando, si es el caso, el motivo por el cual no cuentan con la información que dé cumplimiento a lo solicitado en alguna sección en particular y las acciones que serán tomadas como parte del Plan de Desarrollo para la Extracción con el fin de obtener la información faltante.

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.

La información a que refiere este Anexo que presenten los Operadores Petroleros a la Comisión deberá ser entregada en formato digital, de conformidad con el formato correspondiente. Toda la información gráfica que presente el Operador Petrolero deberá contar con una resolución que permita apreciar lo que se busca describir, de manera técnicamente aceptable e incluir escalas y referencias geográficas. Las imágenes y la información geográfica deberán ser entregadas en los formatos y de acuerdo con el sistema de referencia que señala el CNIH, atendiendo a la secuencia y contenidos que se describen a continuación:

Carpeta 1 - Documento integral. Plan de Desarrollo para la Extracción o su modificación, según corresponda, en archivo de texto digital editable y en formato. Deberá incluir los puntos 1 a 4 del apartado siguiente.

Carpeta 3 - Información geográfica. Toda la información georreferenciada deberá ser entregada en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0 o más reciente.

Carpeta 4 - Programa de Inversiones, Presupuesto y Evaluación Económica, según corresponda. La información contenida dentro de esta carpeta deberá presentarse en hojas de cálculo (.xls), que deberán mostrar, cuando sea posible, las fórmulas para obtener los datos reportados y se referir al Programa de Inversiones, Presupuesto y a la evaluación económica, según corresponda.

Asimismo, se deberá adjuntar el comprobante de pago de aprovechamientos que aplique a cada trámite.

I. PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN.

El Plan de Desarrollo para la Extracción deberá presentarse en el formato AP y deberá incluir los siguientes aspectos en el orden señalado:

1. Resumen ejecutivo;

2. Descripción de los Campos y Yacimientos dentro del Área de Asignación o Contractual;

3. Descripción de alternativas analizadas, y

4. Plan de Desarrollo para la Extracción

A continuación, se señala el nivel de detalle de cada uno de los puntos referidos anteriormente:

1. RESUMEN EJECUTIVO

I.1. Objetivo

I.1.1. Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas, y

I.1.2. Factores de recuperación por Yacimiento de aceite y gas, en su caso, o de gas.

I.2. Alcance

I.2.1. Actividades a realizar;

I.2.2. Inversiones. Indicar el monto total de la inversión en dólares de los Estados Unidos de América;

I.2.3. Gastos de operación. Indicar el monto total de los gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América;

I.2.4. Propuesta de duración del Plan de Desarrollo para la Extracción, y

I.2.5. Principales tecnologías.

1.3. Ubicación geográfica

Explicar las características de la ubicación del Área de Asignación o Contractual y presentar uno o varios mapas de referencia en donde se muestren:

1.3.1. El polígono que limita el Área de Asignación o Contractual, y

1.3.2. Explicar las características de la ubicación del Área de Asignación o Contractual y presentar uno o varios mapas de referencia en donde se muestren: las instalaciones superficiales (Pozos, ductos, líneas de descarga, baterías, separadores, etc.), rasgos topográficos, vías de acceso, cuerpos de agua (si los hay), Zonas de Salvaguarda, poblaciones, división estatal y municipal o algún otro elemento geográfico que se considere importante.

2. DESCRIPCIÓN DE LOS CAMPOS Y YACIMIENTOS DENTRO DEL ÁREA DE ASIGNACIÓN O CONTRACTUAL

2.1. Interpretación sísmica y configuración estructural

a) Describir la información sísmica disponible indicando la calidad de la misma, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa:

i. Sísmica 2D;

ii. Sísmica 3D;

iii. CheckShots;

iv. VSP's, y

v. Magnetometría y gravimetría.

b) Incluir mapas en profundidad o en tiempo y secciones estructurales mostrando la sísmica como fondo, en donde se observen los Pozos representativos perforados en el Área de Asignación o Contractual y, en su caso, las localizaciones consideradas en el Plan de Desarrollo para la Extracción del escenario ganador.

2.2. Geología

a) Describir los siguientes aspectos:

i. La geología regional en la que se encuentra el Área de Asignación o Contractual;

ii. Los antecedentes geológico-petroleros de la cuenca;

iii. La columna geológica del área;

iv. El modelo sedimentológico y su distribución por Yacimiento, y

v. La identificación de los intervalos que son considerados Yacimientos.

b) Describir los criterios tomados para la distribución de propiedades de cada Yacimiento. Asimismo, presentar mapas de distribución de propiedades por cada Yacimiento:

i. Saturación de Hidrocarburos;

ii. Porosidad;

iii. Espesor bruto y espesor neto, y

iv. Otras que resulten representativos de los Yacimientos a desarrollar.

En caso de que los mapas de distribución de propiedades no sean representativos, describir la metodología utilizada para determinar las mejores zonas del o los Yacimientos.

2.2.1. Descripción petrofísica

a) Describir los criterios para la obtención de la porosidad, así como los valores obtenidos. En caso de contar con datos de porosidad provenientes de diferentes métodos, presentar la comparación de dichos valores;

b) Presentar los parámetros de cálculo de la saturación de agua de acuerdo con la metodología utilizada, así como los resultados obtenidos;

c) Presentar el valor de corte para el volumen de arcilla; porosidad y de saturación de agua;

d) Describir la metodología de cálculo de la permeabilidad, así como los resultados obtenidos.

Comparar los resultados obtenidos de análisis de laboratorio realizados a muestras de roca y de

fluidos con los resultados obtenidos a través de registros geofísicos;

e) Describir los criterios para la distribución de las propiedades petrofísicas;

f) Presentar el nivel de los contactos de fluidos, así como la metodología para la obtención de estos. En caso de no contar con esta información, justificar la falta de esta, y

g) La identificación de los intervalos que son considerados Yacimientos.

2.3. Fluidos

a) Presentar un listado de muestras de fluidos obtenidos, señalando la más representativa de cada Yacimiento, así como los estudios con los que cuentan el o los Yacimientos del Área de Asignación o Contractual, y

b) Presentar los resultados de los estudios realizados a las muestras de aceite, gas y agua en los Yacimientos del Área de Asignación o Contractual.

2.4. Información técnica de los Yacimientos

Presentar una tabla con la información de cada Yacimiento dentro del Área de Asignación o Contractual que contenga al menos lo señalado en la Tabla II.1. Información Técnica Yacimientos, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

2.5. Descripción de la infraestructura actual

Describir Pozos e instalaciones actuales, incluyendo plataformas, ductos (longitud, diámetro, origen y destino) e instalaciones (capacidad de separadores y compresores, bombeo y transporte) para el manejo de los fluidos dentro del Área de Asignación o Contractual y, de ser el caso, aquella que se encuentre por fuera de esta y que será utilizada por el Operador Petrolero. Si el Área de Asignación o Contractual cuenta con Campos en producción a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción, describir el proceso actual para el manejo de los fluidos producidos.

2.5.1. Pozos perforados

Presentar la información de los Pozos perforados a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción, de conformidad con lo solicitado en la Tabla II.2. Inventario Pozos y Tabla II.3. Inventario Sistemas Artificiales Producción, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.

2.5.2. Ductos

Presentar la información de los ductos que actualmente operan en el Área de Asignación o Contractual en la Tabla II.4. Inventario Ductos, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

2.5.3. Infraestructura

Presentar la información de la infraestructura que actualmente opera en el Área de Asignación o Contractual a través de la Tabla II.5. Inventario Plataformas; II.6. Inventario Baterías Separación; II.7. Inventario Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas; II.8. Inventario Complejo Procesador y Terminal de Distribución, y II.9. Inventario Otra Infraestructura, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.

3. DESCRIPCIÓN DE ALTERNATIVAS ANALIZADAS

Describir las alternativas analizadas incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, la estrategia de desarrollo, el perfil de producción, los retos tecnológicos, las inversiones y la rentabilidad, para cada alternativa. Además, describir las metodologías empleadas para la identificación de las alternativas y para la selección de una de ellas.

Describir la alternativa de desarrollo seleccionada con respecto a los Yacimientos del Área de Asignación o Contractual y justificar, con base en dicha selección, la maximización del Factor de Recuperación en condiciones económicamente viables.

Para cada alternativa completar, al menos, la información solicitada en la Tabla II.10 Alternativas Desarrollo, y en la Tabla II.29 Evaluación Económica, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.

4. PLAN DE DESARROLLO

4.1. Determinación del Área de Extracción

El Área de Extracción deberá ser propuesta por el Operador Petroleros de conformidad con lo siguiente:

a) Cuando el Operador Petrolero sea titular de un Contrato o Asignación cuyos derechos le permitan realizar únicamente actividades de Extracción, se considerará como Área de Extracción, la totalidad del área asociada a dicho Contrato o Asignación.

En caso de que se reduzca el área de Asignación o Contractual se ajustará la correspondiente Área de Extracción.

b) Cuando el Operador Petrolero sea titular de un Contrato o Asignación cuyos derechos le permitan realizar actividades de Exploración y de Extracción, el Área de Extracción deberá ser calculada tomando en consideración las siguientes premisas:

i. Las Áreas de Extracción en las que se tenga el propósito de llevar a cabo Extracción, deberán estar referidas a un polígono cuyo perímetro contenga la proyección en planta, en la superficie terrestre, de la(s) formación(es) productora(s) de Hidrocarburos en la(s) que se podrá(n) desarrollar los trabajos correspondientes. La proyección superficial de la totalidad del o de los Yacimientos deberá estar contenida en dicha retícula;

ii. El Área de Extracción deberá referirse a un área regular, donde todos sus lados siempre deberán estar orientados de manera norte-sur y este-oeste;

iii. El polígono del Área de Extracción se configurará con base en la retícula de referencia, considerando una extensión mínima por lado de 30 segundos (tanto en Latitud como en Longitud);

iv. La superficie total de un Área de Extracción será determinada por la suma de los bloques que la conformen, y

v. El avance de contactos de los fluidos no constituirá un supuesto para la modificación del Área de Extracción.

Las anteriores premisas deberán ser utilizadas en los siguientes supuestos:

a. Yacimiento continuo

Para las áreas en las que se encuentre únicamente un Yacimiento continuo se tomará como Área de Extracción aquella que resulte de la proyección de la configuración estructural en superficie, asociada al volumen original. En caso de existir certificación de reservas asociada, deberán tomarse como antecedente los volúmenes originales correspondientes a dicha certificación.

En la siguiente figura se observa la proyección en superficie de un Yacimiento determinado por un Operador dentro de un Área Contractual o de Asignación, así como la determinación del Área de Extracción asociada a dicho Yacimiento. El Área de Extracción será aquella que envuelva completamente la proyección en superficie del Yacimiento.

b. Múltiples yacimientos sobrepuestos

Cuando se tengan dos o más Yacimientos que se estén desarrollando de manera simultánea y estén sobrepuestos, de tal manera que el Yacimiento de mayor superficie envuelva completamente a los demás Yacimientos, se tomará el área del mayor como Área de Extracción.

En la figura que se expone a continuación, se observa un Área Contractual o de Asignación en la que el Operador Petrolero ha determinado la existencia de dos Yacimientos, en cuyas proyecciones en superficie se encuentra uno de ellos contenido en su totalidad por el otro, así como la determinación del Área de Extracción asociada a dichos Yacimientos. El Área de Extracción será aquella que envuelva completamente a la proyección en superficie del Yacimiento más grande.

c. Yacimientos sobrepuestos parcialmente

Cuando se presenten dos o más Yacimientos que se estén desarrollando de manera simultánea y estén sobrepuestos parcialmente, el Área de Extracción corresponderá a aquella generada a partir del perímetro que comprenda la proyección en superficie de los Yacimientos sobrepuestos.

Lo anterior se puede observar en la siguiente figura, en donde se presenta un Área Contractual o de

Asignación en la que el Operador ha determinado la existencia de dos Yacimientos, cuyas proyecciones en superficie se encuentran sobrepuestas parcialmente, así como la determinación del Área de Extracción asociada a dichos Yacimientos. El Área de Extracción será aquella que abarque el perímetro que envuelva completamente a la proyección en superficie de los Yacimientos.

d. Yacimientos dispersos

En el caso de presentarse dos o más cuerpos con características de Yacimientos aislados cuyas proyecciones en superficie no se sobrepongan, se deberá asociar un Área de Extracción para cada Yacimiento conforme al supuesto descrito en el inciso a. y posteriormente sumarlas para obtener el Área de Extracción total.

En la figura siguiente, se observa un Área Contractual o de Asignación en la que el Operador ha determinado la existencia de dos Yacimientos, cuyas proyecciones en superficie no muestran superposición, así como la determinación del Área de Extracción asociada a dichos Yacimientos. El Área de Extracción será la suma de las áreas asociadas a cada uno de los Yacimientos en cuestión.

e. Configuración estructural de Yacimiento no contemplada por los anteriores supuestos

De no encontrarse en los anteriores supuestos la configuración para la determinación del Área de Extracción, se deberá proponer a la Comisión la metodología de cálculo que permita abarcar puntualmente la configuración estructural del yacimiento en estudio. Cuando el Área Contractual o de Asignación tenga derechos de Exploración y Extracción.

4.2. Actividades del Plan de Desarrollo para la Extracción

Describir las actividades consideradas en la alternativa seleccionada para el desarrollo del Área de Asignación o Contractual. Incluir, además, un cronograma de ejecución de dichas actividades en el que se observen los principales estudios, obras, Pozos y, en su caso, el inicio de la producción.

4.2.1. Pozos por perforar

a) Completar, para cada uno de los Pozos tipo considerados en el Plan de Desarrollo para la Extracción, la Tabla II.11. Pozos Plan Desarrollo, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;

b) Incluir figuras con el estado mecánico de los Pozos tipo descritos;

c) Incluir la descripción de la metodología para la estimación del número de Pozos a perforar en el Plan de Desarrollo para la Extracción y el espaciamiento de aquellos que tienen la misma formación objetivo;

d) Presentar el cronograma de perforación de los pozos considerados en el Plan de Desarrollo para la Extracción, de conformidad con la Tabla II.12. Cronograma Perforación Desarrollo, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y

e) Presentar las intervenciones a Pozos consideradas en el Plan de Desarrollo para la Extracción, clasificadas como reparaciones mayores con o sin equipo y reparaciones menores con o sin equipo. Incluir el costo promedio de cada una de las reparaciones consideradas y la calendarización de las mismas.

4.2.2. Ductos e infraestructura

Describir la filosofía de operación del Área de Asignación o Contractual para el manejo de los fluidos a producir desde el Pozo hasta el Punto de Medición. Lo anterior, con base en la infraestructura y ductos planeados a construir durante la ejecución del Plan de Desarrollo para Extracción, mismos que serán presentados a través de los siguientes formatos:

4.2.2.1. Ductos

Presentar la información de los ductos que serán construidos al amparo del Plan de Desarrollo para la Extracción de conformidad con la Tabla II.13. Ductos Plan Desarrollo, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

4.2.2.2. Infraestructura

a) Presentar la información de la infraestructura que será construida al amparo del Plan de Desarrollo para la Extracción mediante la Tabla II.14. Plataformas Plan Desarrollo; II.15. Baterías Separación Plan Desarrollo; II.16. Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Plan Desarrollo; II.17. Complejo Procesador y Terminal de Distribución Plan Desarrollo y II.18. Otra Infraestructura Plan Desarrollo, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.

b) Describir aquella infraestructura que se encuentre fuera del Área de Asignación o Contractual y que el Operador Petrolero tenga considerado utilizar.

4.2.3. Estudios y toma de información

Describir los estudios y actividades de toma de información considerados en el Plan de Desarrollo para la Extracción, mediante la Tabla II.19. Estudios Toma Información, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx mismos que deberán estar enfocados hacia el conocimiento de subsuelo, a través de la caracterización estática y dinámica de los Yacimientos.

Lo anterior, considerando de manera enunciativa mas no limitativa, los siguientes rubros:

a) Adquisición, procesamiento o reprocesamiento de sísmica;

b) Estudios geológicos;

c) Toma de registros;

d) Toma de núcleos;

e) Estudios petrofísicos;

f) Pruebas y estudios PVT;

g) Pruebas de presión, y

h) Generación o actualización de los modelos estático o dinámico.

Adicionalmente, considerar las actividades de monitoreo del comportamiento del Yacimiento, con el fin de proponer la optimización del Plan de Desarrollo para la Extracción e indicar la frecuencia con la que se hará dicho monitoreo, como son:

a) Comportamiento de la producción;

b) Presión del Yacimiento;

c) Posición y avance de los contactos de fluidos, así como los gastos críticos por Pozo;

d) Condiciones operativas de los pozos (PTP, PTR, PWH, PBH, TWH);

e) Aforo de Pozos;

f) Registros de saturación;

g) Toma de muestras de agua y análisis de las mismas;

h) Análisis cromatográficos, y

i) Pruebas de formación.

4.2.4. Medición

El Plan de Desarrollo para la Extracción deberá contener la información que dé cumplimiento a lo establecido en los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH), incluyendo la documentación soporte correspondiente.

En caso de considerar infraestructura o Puntos de Medición de uso compartido entre Operadores Petroleros o entre el Operador Petrolero y un tercero, se deberá incluir el proyecto de acuerdo con lo establecido en los LTMMH y, en su caso, en el Contrato respectivo.

4.2.4.1. Información que debe presentar el Operador Petrolero para la aprobación de sus Mecanismos de Medición contenidos en el Plan de Desarrollo para la Extracción.

4.2.4.1.1. Ubicación del punto de medición

Presentar la ubicación o propuesta de ubicación del Punto de Medición, así como, la ubicación para la medición operacional, de referencia y de transferencia, conforme la Tabla II.20. Ubicación Sistemas Medición, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx. Se deberá incluir diagramas de las instalaciones con que se cuente y donde se ubiquen los sistemas de medición nuevos y/o existentes y su tipo, para la determinación de volumen y calidad. Justificar la propuesta de ubicación.

4.2.4.1.2. Descripción de la propuesta de los sistemas de medición

Presentar la descripción de los sistemas de medición de volumen y calidad a instalar y existentes (formato para el Reporte Anual de Censos de Medición, versión última CNH_DGM_Censos, disponible en el enlace www.cnh.gob.mx) en el Punto de Medición, así como, la medición de volumen y calidad operacional, de referencia y de transferencia.

4.2.4.1.3. Responsable Oficial

Documento de designación del responsable oficial conforme al artículo 9 de los LTMMH, el cual deberá contar las facultades para comprometer u obligar al Operador Petrolero en relación con los Mecanismos de Medición, de conformidad con la Tabla II.21. Responsable Oficial, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

4.2.4.1.4. Política de Medición

Mencionar o, en su caso, presentar el documento y/o programa a que hace referencia el artículo 6 de los

LTMMH. El Operador Petrolero deberá manifestar en su documento que se asegurará la aplicación de las Mejores Prácticas de la Industria y estándares internacionales en la medición de Hidrocarburos, así como la adopción de la gestión y gerencia de la medición.

4.2.4.1.5. Programas y cronogramas de implementación de los mecanismos de medición

Presentar los programas y cronogramas de implementación de los Mecanismos de Medición, los cuales deben contemplar las actividades necesarias para el cumplimiento de los requerimientos para la aprobación de los Mecanismos de Medición y los Puntos de Medición establecidos en los LTMMH en su última versión, así como a los términos y condiciones de la Asignación o Contrato correspondiente.

Considerar, al menos, los siguientes cronogramas:

a. Cronograma de: desarrollo, oficialización, difusión de la política de medición;

b. Cronograma para el desarrollo del análisis de las inversiones y costos de operación estimados de las actividades relacionadas con la medición de Hidrocarburos para la definición de los Mecanismos de Medición, así como, su impacto en la incertidumbre de medida en el Punto de Medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia;

c. Cronograma de la construcción, actualización y modificación de los sistemas de medición y de las instalaciones de producción que influyen en la medición de los Hidrocarburos, conforme a lo establecido en los LTMMH;

d. Cronograma para el desarrollo e implementación de los procedimientos:

i. De mantenimiento de los sistemas de medición y sus instrumentos de medida.

ii. Para la confirmación metrológica.

iii. Para la elaboración del balance.

iv. Para la calibración de instrumentos de medida;

e. Cronograma para el desarrollo e implementación del modelo de presupuesto de incertidumbre de medida en el Punto de Medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia, elaborado con base en lo dispuesto en los LTMMH;

f. Cronograma para el desarrollo y puesta en operación de la bitácora de registro con la cual se llevará a cabo el registro, control y evaluación de las actividades relacionadas con la operación de los mecanismos de medición;

g. Cronograma de la conceptualización, planeación y ejecución del programa anual de diagnósticos;

h. Cronograma para la determinación de las competencias que debe tener el personal involucrado con los sistemas de medición de hidrocarburos en el punto de medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia. Evaluación del nivel de cumplimiento del personal involucrado con los sistemas de medición: el punto de medición, en la medición de transferencia, operacional y de referencia con relación a la determinación de las competencias que debe tener. Desarrollo y ejecución del plan de capacitación y adiestramiento del personal involucrado con los sistemas de medición de acuerdo con la evaluación del nivel de cumplimiento de las competencias determinadas, y

i. Cronograma de desarrollo de la propuesta de indicadores de desempeño de la instrumentación de los mecanismos de medición, dentro de los cuales, deberán estar comprendidos, entre otros, aquellos que permitan dar cumplimiento a lo dispuesto en los LTMMH. Asimismo, se deberá contemplar el tiempo para el desarrollo de la metodología de cálculo de cada indicador, el nombre del mismo, la fórmula o descripción, la unidad de medida, la frecuencia de medida, las metas y los procedimientos de evaluación de estos indicadores de desempeño.

Para el caso de modificaciones, construcción y actualizaciones de los sistemas de medición e instalaciones de producción, deberá presentarse el programa correspondiente.

Lo anterior, deberá ser presentado de acuerdo con los siguientes supuestos:

a) Cuando el Área de Asignación o Contractual pasa de la etapa de Exploración a la etapa de Extracción, los programas y cronogramas deberán reflejar el cumplimiento de los LTMMH previo al inicio de la producción, o

b) Cuando a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción, el Área de Asignación o Contractual contenga Campos con producción comercial regular en Etapa de Extracción, los programas deberán reflejar el cumplimiento de los LTMMH en un plazo máximo de 18 meses a partir

de la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción. En caso de que el Operador considere que requiere de un plazo mayor, deberá proponerlo a la Comisión junto con la justificación respectiva, quedando dicho plazo sujeto a aprobación.

4.2.4.1.6. Procedimientos de Medición

Para el caso de Planes de Desarrollo para la Extracción asociados a Contratos, presentar los siguientes procedimientos de la medición de los Hidrocarburos:

i. Programación de Hidrocarburos;

ii. Almacenamiento, y

iii. Monitoreo de calidad y volumen.

4.2.4.1.7. Implementación de sistemas telemétricos

Presentar la descripción de los sistemas telemétricos existentes o un cronograma para la implementación de estos, para garantizar el monitoreo de la medición en tiempo real, en los Puntos de Medición, de transferencia y operación a tiempo real.

4.2.4.1.8. Medición derivada de pruebas de pozos

Describir en forma breve los puntos de medición, tipo y especificaciones de medidor, incertidumbre asociada y la calidad de los fluidos producidos (petróleo, agua, gas y condensado) de las pruebas de pozos en los Planes de Desarrollo para la Extracción, resultante de la reparación y /o perforación, consideradas en el Plan de Desarrollo para la Extracción. Presentar un diagrama esquemático describiendo el proceso de conexión, equipos de proceso y la ubicación de los sistemas de medición hasta su entrega en el Punto de Medición.

4.2.5. Comercialización de la Producción

a) Pronósticos y especificaciones de calidad de cada uno de los Hidrocarburos a ser comercializados (petróleo, gas y condensado);

b) Describir la estrategia comercial de los Hidrocarburos disponibles para la venta, por tipo de Hidrocarburo (petróleo, gas y condensado);

c) Descripción y ubicación del o los Puntos de venta por tipo de Hidrocarburo;

d) Mecanismos para la determinación del precio de venta por tipo de Hidrocarburo;

e) Descripción de los costos necesarios observados de transporte, Almacenamiento, logística y todos los demás costos incurridos para el traslado y comercialización de Hidrocarburos entre el Punto de Medición y el punto de venta, y

f) Instalaciones de comercialización a ser utilizadas y a construir.

Para los Contratos donde el Estado reciba como contraprestación el Hidrocarburo en especie (petróleo, gas y condensado), describir la metodología para la entrega de los Hidrocarburos del Estado al Comercializador.

4.2.6. Aprovechamiento de gas

a) Describir las instalaciones existentes o, en su caso, las que se considera construir como parte del Plan de Desarrollo para la Extracción con el fin de aprovechar el gas producido en el Área de Asignación o Contractual;

b) Describir cómo se aprovechará el gas producido en el Área de Asignación o Contractual, considerando el gas que será utilizado como autoconsumo, para bombeo neumático, para Conservación y para Transferencia, con base en las definiciones de las Disposiciones técnicas para el aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos (Disposiciones);

c) Presentar la meta anual de aprovechamiento de gas para el proyecto, acompañado del cronograma de actividades e inversiones asociadas, para dar cumplimiento a la meta de 98% de conformidad con las Disposiciones y mediante Tabla II.22. Aprovechamiento Gas, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y

d) Presentar los volúmenes mensuales estimados que serán usados por el Operador Petrolero como Hidrocarburos de autoconsumo en Actividades Petroleras de Extracción de recuperación secundaria y mejorada, como combustible, para inyección o para alimentar un sistema artificial de producción. Justificar dichos volúmenes con la información que detalle el proceso en el cual serán utilizados.

4.2.7. Abandono y desmantelamiento

a) Presentar el cronograma de todas las actividades necesarias para el taponamiento definitivo de Pozos, restauración, remediación y en su caso, compensación ambiental, desinstalación de maquinaria y equipo, y entrega ordenada y libre de escombros y desperdicios del Área de Asignación o Contractual, de conformidad con la Tabla II.23. Cronograma Abandono, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;

b) Señalar los estándares y procedimientos que serán utilizados para todas las actividades de Abandono y la razón de la selección de estos, conforme a las Mejores Prácticas de la Industria y la Normatividad Aplicable;

c) En los casos que sea aplicable conforme a los términos y condiciones del Contrato, copia del contrato formalizado de la constitución del Fideicomiso de Abandono, y

d) Indicar el detalle de los montos de asociados al fondeo de las actividades de manera anual, de conformidad con la Tabla II.24. Costos Abandono, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

4.3. Reservas y producción

4.3.1. Reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción

Presentar la Tabla II.25. Reservas Plan Desarrollo, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, con la información de reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto por el Operador Petrolero. Tener en cuenta lo siguiente:

a) Especificar la fecha de corte de la producción acumulada para el caso de las Reservas propuestas.

b) Los factores de recuperación actuales se deben calcular al corte de la producción acumulada.

c) Los factores de recuperación finales esperados se deben calcular con la reserva al límite económico antes de impuestos.

d) En los casos en que se cuente con cifras de reservas oficiales previas a la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción, se debe adicionar la información conforme a la tabla antes descrita. El Operador Petrolero debe presentar la justificación y los criterios respecto a las variaciones de la información presentada en las tablas antes mencionadas.

En caso de que el Operador Petrolero no cuente con cifras de Reservas oficiales, debe proporcionar la justificación que sustente los parámetros y consideraciones presentados en la tabla previamente mencionada.

4.3.2. Producción

a) Presentar los pronósticos de producción de los Hidrocarburos y del agua en el Área de Asignación o Contractual, de acuerdo con la Tabla II.26. Producción Plan Desarrollo, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;

b) Describir la metodología de cálculo de los pronósticos de producción asociados a la alternativa seleccionada para aceite, gas, agua y en su caso, condensado, incluyendo el cálculo de producción de aceite para evitar o, en su caso, diferir la irrupción de gas o agua;

c) Presentar las acciones que serán realizadas para el operador para la correcta administración de Yacimientos, enfocadas hacia la máxima recuperación de los Hidrocarburos contenidos en estos, y

d) Tener en cuenta las siguientes consideraciones:

i. Los pronósticos de producción deben ser consistentes con las cifras de Reservas 2P o 3P para Yacimientos de aceite y gas asociado y 3P para Yacimientos de gas no asociado;

ii. Los datos deberán ser presentados en forma mensual hasta el límite de la Asignación o Contrato, o al límite económico si este sucede primero;

iii. La información deberá estar referida al Campo, al Yacimiento y a los Pozos, y

iv. Presentar a nivel Yacimiento, la producción base e incremental por terminaciones, reparaciones mayores de Extracción, recuperación secundaria y mejorada.

4.4. Combinación tecnológica para el plan propuesto

a) Presentar una matriz con las principales tecnologías, sin incumplir los derechos de propiedad intelectual, que serán utilizadas en la ejecución del Plan de Desarrollo para la Extracción, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, tecnologías de caracterización de Yacimientos, tanto

estática como dinámica, perforación y terminación de Pozos, deshidratación, separación, medición, aseguramiento de flujo, Recuperación Avanzada, y

b) Presentar el análisis de factibilidad técnica mediante tablas de escrutinio y campos análogos, para la aplicación de métodos de recuperación secundaria o mejorada. Sin menoscabo de lo anterior, en caso de contemplar la implementación o ejecución de algún método, el Operador Petrolero deberá dar cumplimiento a la Normativa vigente.

4.5. Programa de Inversiones y Presupuesto

Los Operadores Petroleros deberán presentar los archivos del Programa de Inversiones; y en el caso de Contratos que así lo indiquen, el de Presupuesto.

4.5.1. Programa de Inversiones

Los Operadores Petroleros deberán presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de estos. Las inversiones se deben presentar anualizadas para la totalidad del periodo de Desarrollo para la Extracción y debe ser expresada en dólares de Estados Unidos, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla II.27. Programa de Inversiones, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Todas las actividades mencionadas en el Plan de Desarrollo para la Extracción deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla II.27. Programa de Inversiones. De igual manera todas las sub-actividades, tareas y Ssub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla II.27. Programa de Inversiones, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Plan de Desarrollo para la Extracción.

a) En el caso de una modificación describir las inversiones y los gastos de operación del Plan de Desarrollo para la Extracción aprobado y comparar con el presentado a la Comisión, y

b) Separar los costos asociados a la recuperación secundaria y mejorada y presentarlos de forma explícita.

4.5.2. Presupuesto

En el caso de Contratos que así lo indiquen, los Contratistas deberán presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de estos. Las inversiones se deben presentar mensualizadas para la totalidad del periodo del Programa de Trabajo correspondiente y expresada en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla II.28. Presupuesto, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Todas las actividades mencionadas en el Programa de Trabajo deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla II.28. Presupuesto. De igual manera todas las sub-actividades, tareas y sub-tareas, e inversiones asociadas descritas en la Tabla II.28. Presupuesto, deberán guardar correspondencia con la totalidad de actividades mencionadas en el Programa de Trabajo.

4.6. Evaluación económica

a) Presentar en el formato establecido por la Comisión en la Tabla II.29. Evaluación Económica, las principales variables y premisas económicas consideradas durante el periodo del Plan de Desarrollo para la Extracción, el cual no podrá exceder la vigencia del Contrato o Asignación que corresponda;

b) Asimismo, se deberán entregar los indicadores económicos solicitados por la Comisión en los formatos que para ello se establezcan en la Tabla II.29. Evaluación Económica, y

c) Tener en cuenta que las siguientes premisas, serán las que la Comisión considerará como base. Sin embargo, los Operadores Petroleros podrán determinar y utilizar premisas diferentes a las aquí establecidas, debiendo en tal caso justificar su determinación.

i. Precio del aceite (dólares/barril)

El precio del petróleo se determinará de conformidad con lo establecido en el reporte anual por el que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establece los rangos de valores de los términos

económicos de los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos (Reporte Anual), para la determinación del precio contractual, considerando la calidad del petróleo extraído en el área correspondiente medido a través de los grados API y el contenido de azufre por volumen. Conforme al reporte más reciente, la referencia de precio del petróleo sería la siguiente:

Grado API del petróleo extraído en el Área Contractual	Fórmula aplicable para determinar el precio del petróleo
39.0° < API	Precio = 12.662 + 0.984Brent + 0.609API - 0.007API2 1.149S
31.1° < API<=39.0°	Precio = 12.662 + 0.984Brent + 0.609API - 0.007API2 1.149S
22.3° < API <=31.1°	Precio = 12.662 + 0.984Brent + 0.609API - 0.007API2 1.149S
10.0° < API <=22.3°	Precio = 12.662 + 0.984Brent + 0.609API - 0.007API2 1.149S
API <=10.0°	Precio = 2.493+ 0.781*Brent

donde:

Brent: Precio de mercado del crudo Brent ICE, promedio del mes calendario anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción, publicado por Platts.

S: Parámetro de ajuste por calidad, utilizando el valor del porcentaje promedio ponderado de azufre en el petróleo producido en el área correspondiente en el mes calendario anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción.

Las fórmulas anteriores se actualizarán con base en la información que cada año publique la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en el Reporte Anual.

ii. Precio de gas (dólares/mil pies cúbicos)

Índice de referencia de precios de Gas Natural al mayoreo correspondiente a la Región en la que se localiza el Área Contractual o el Área de Asignación, publicado para el mes anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción, por la Comisión Reguladora de Energía en el siguiente enlace: http://www.cre.gob.mx/IPGN/index.html, convertido a dólares/mil pies cúbicos (1 pie cúbico = 1.03 mil btu)

iii. Precio de condensado (dólares/barril)

El precio de los condensados se determinará de conformidad con lo establecido en el Reporte Anual, para la determinación del precio contractual, el precio del crudo marcador de referencia Brent.

Precio = 7.164 + 0.612*Brent

donde:

Brent: Precio de mercado del crudo Brent ICE, promedio del mes calendario anterior a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción, publicado por Platts.

Esta fórmula se actualizará con base en la información que cada año publique la Secretaría de Hacienda y Crédito Público en el Reporte Anual.

iv. Tipo de cambio (pesos/dólar)

Tasa que marca la relación entre el valor de pesos de México y Dólares de Estados Unidos de América para solventar obligaciones, promedio de los dos meses calendario anteriores a la fecha en la que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción. Publicada por el Banco de México.

v. Tasa de descuento (porcentaje)

Tasa de interés utilizada para descontar los flujos de efectivo para determinar el valor presente neto del proyecto del Plan de Desarrollo para la Extracción establecida en 10%.

II. MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN

Cuando ocurra alguno de los supuestos previstos en el artículo 62 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión el formato PE y su instructivo, adjuntando el comprobante de pago del aprovechamiento respectivo.

Así mismo deberá adjuntarse el documento que integre los apartados del Plan que sufran modificación, una tabla comparativa de los cambios que se proponen, así como la justificación técnica de las modificaciones al Plan aprobado, con la información y el nivel de detalle previstos en este Anexo.

Tablas del Anexo II

Tabla II.1. Información Técnica Yacimientos

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