ACUERDO CNH.E.22.008/2021 mediante el cual se modifican, adicionan y derogan diversas disposiciones de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

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

ACUERDO CNH.E.22.008/2021 MEDIANTE EL CUAL SE MODIFICAN, ADICIONAN Y DEROGAN DIVERSAS DISPOSICIONES DE LOS LINEAMIENTOS QUE REGULAN LOS PLANES DE EXPLORACIÓN Y DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS.

ROGELIO HERNÁNDEZ CÁZARES, ALMA AMÉRICA PORRES LUNA, NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO Y HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ, Comisionado Presidente y Comisionados integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con fundamento en los 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, 5, primer párrafo, 7, fracciones II y III, 31, fracciones VI, VIII, y X, 43, fracciones I, incisos c) y último párrafo, 44 y 47, fracciones V, VIII y IX de la Ley de Hidrocarburos; 2, fracción I, 3, 4, 5, 22, fracciones II, III, VIII, X, XI, XII, XIII, XXIV y XXVII, 38, fracción III y 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 1, 10, fracción I; 11, y 13, fracciones II, inciso f), V, inciso a) y XI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

CONSIDERANDO

Que, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante Comisión) cuenta con autonomía técnica, operativa y de gestión, así como personalidad jurídica y con la atribución de emitir y modificar la regulación y supervisar su cumplimiento en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, incluyendo la elaboración de los respectivos planes para el dictamen a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos.

Que, en cumplimiento a sus atribuciones previstas en la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y en la Ley de Hidrocarburos, la Comisión publicó el 12 de abril de 2019 en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos (en adelante, Lineamientos de Planes).

Que, el Órgano de Gobierno de la Comisión tiene la facultad de emitir y modificar la regulación, lineamientos, disposiciones técnicas y administrativas, en las materias competencia de la Comisión previstas en la Ley de Hidrocarburos, su Reglamento y demás normativa aplicable.

Que, derivado de la resolución CNH.E.09.002/19 del 14 de febrero de 2019, esta Comisión emitió opinión con el objeto de que la Secretaria de Energía modificará los títulos de las 44 asignaciones de resguardo para que se prevea que el plan de desarrollo para la extracción deberá presentarse sólo si se modifica la vigencia y naturaleza de la asignación de resguardo para convertirla a una asignación para la extracción de hidrocarburos.

Que, con el fin de otorgar certeza en las obligaciones relacionadas en las asignaciones de resguardo con extracción de hidrocarburos se vuelve necesario actualizar el marco normativo.

Que, dadas las circunstancias técnicas y fácticas que concurren durante la exploración, deben ampliarse las hipótesis que permitan a los Operadores Petroleros llevar a cabo 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 regular las actividades de medición de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno de esta Comisión, por unanimidad, emitió el Acuerdo CNH.E.22.008/2021, por el que se aprobó el siguiente:

ACUERDO

ARTÍCULO PRIMERO: Se MODIFICAN los artículos 1, en su segundo y último párrafo y en sus fracciones IV, V y VI; 2 en su segundo párrafo; 3, en sus fracciones IV, XXXI, XXXV, XLII y XLIII; 4, en su cuarto, sexto y noveno párrafos; 9, en su primer párrafo; 11, en su primer párrafo y en sus fracciones III y IV; 12, en su primer párrafo; 15; 17, en su primer párrafo; el segundo y tercer párrafo del inciso ii, de la fracción VI del artículo 19; 22; 23; 24; en su primer párrafo; la denominación del Capítulo III del Título II; 27, en su primer, segundo y

cuarto párrafos y sus fracciones I, y II; 28, en su primer y segundo párrafos; 29; 30, en su primer párrafo; 33, en su primer párrafo y en sus fracciones II y III; 34, primer párrafo; 41; en su primer y segundo párrafos; 45, en su primer, sexto, séptimo, y octavo párrafos; 50, en su primer y último párrafo; la denominación del Capítulo V del Título III; 52, en su, primer, tercer y cuarto párrafo; 54, en su tercer párrafo; 55, en su último párrafo; 56, en su segundo párrafo; 57, en su primer párrafo; 62, en su primer y segundo párrafos; 63, en sus fracciones I y II; 64; 65, en su primer párrafo; 66, en su primer párrafo; 67; 68, en su tercer párrafo; 71, en su segundo párrafo; 72, en su primer párrafo y fracción I, en su primer párrafo; 73, segundo párrafo, 76, en su primer y segundo párrafos; 80, en su primer párrafo; 85; en su primer y segundo párrafo; 87; en su segundo y tercer párrafos; 89; en su tercer párrafo; 98, primer párrafo, 99; 100, en primer párrafo y fracción I, en su inciso b); 101; 105; en su primer párrafo y su fracción I; se ADICIONAN los artículos 3, con las fracciones IV Bis, XVI Bis, XXXV Bis, y XLI Bis; 11, con una fracción V; 12, con un segundo párrafo; 27, fracción III y un quinto párrafo; 28; con un tercer párrafo, recorriendo los subsecuentes en su orden, y un sexto y séptimo párrafos; 33, con una fracción IV; 45, con último párrafo; 50, con un tercer párrafo, recorriendo los subsecuentes en su orden; 52 Bis; 55 Bis; 56 Bis; 62, con las fracciones XI, XII y XIII; 65, con un segundo párrafo; 65 Bis, 66, con una fracción III; 69, con una fracción III y un último párrafo; 70, con un último párrafo; 71, con un último párrafo; 72, con una fracción III y IV; 97, con un segundo párrafo, recorriéndose los subsecuentes; y se DEROGAN los artículos, 45, segundo párrafo 62, fracción IV, 72, fracción II, de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

ARTÍCULO SEGUNDO: Se MODIFICAN Anexo I, "Formato e Instrucciones para la Presentación de la Información", en su segundo párrafo y tabla; sección I.A, "Modificaciones al Plan De Exploración" en su primer párrafo; sección II. A "Modificaciones al Programa de Evaluación", en su primer párrafo; sección V "Informe de Evaluación" en su segundo párrafo; numeral 4, en su segundo párrafo; Anexo II; "Formato e Instrucciones Para La Presentación de la Información", en su último párrafo; sección I, "Plan De Desarrollo para la Extracción" numerales 1.1; 2; 2.2, en su título e inciso a), en su subinciso i.; 2.2.1; 2.3, en su inciso a); 2.5.1; 2.5.2; 3, en su título y primer párrafo; 4.1, primer párrafo; 4.2; 4.2.2; 4.2.2.1; 4.2.4.1.2; 4.2.4.1.4; 4.2.6; 4.3.1, en su último párrafo; 4.4, en su inciso b); 4.6, en su inciso c); sección II, Anexo III, "Formato e Instrucciones para la Presentación de la Información", en su último párrafo; sección I.A, "Programa de Transición" numerales 2.5.1; 3.1.4; sección I.B, "Programa de Transición en Caso de Producción Temprana" en su denominación; numeral 3.1.4; Anexo IV; apartado A, "Formato e Instrucciones para la Presentación de la Información", en su segundo párrafo y tabla; sección I.A, "Modificaciones al Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales" en su primer párrafo; sección II.A, "Modificaciones al Programa Piloto" en su primer párrafo; sección V, en su segundo Párrafo; Apartado B, "Formato e Instrucciones para la Presentación de la Información", en su segundo párrafo; sección I, numeral 2.5.1; sección II, en su primer párrafo; Apartado C, "Formato e Instrucciones para la Presentación de la Información", en su segundo párrafo; sección I, numeral 2.5.1; se ADICIONAN Anexo I, "Objeto del Anexo", con una fracción VII; sección I "Plan de Exploración", numerales 7, con un segundo párrafo; 7.1, con un tercer y cuarto párrafos; 7.2, con un tercer y cuarto párrafos; sección II "programa de Evaluación"; numerales 4, con un segundo y tercer párrafo; 4.1, con un tercer y cuarto párrafo; 4.2, con un tercer y cuarto párrafo; sección VII; Anexo II, sección I, "Plan de Desarrollo para la Extracción" numerales 4.2.4.1.5, con un último párrafo; 4.3.2, con un inciso e); 4.5, con un último párrafo; 4.5.1, con un tercer y cuarto párrafo; 4.5.2, con un tercer y cuarto párrafo; 4.6; con un último párrafo; Anexo III, aparatado I.A, "I.A. Programa de Transición" numerales 3.4, con un cuarto, quinto y sexto párrafo; sección I.B, "Programa de Transición derivado del informe de evaluación" numeral 3.4, con un cuarto, quinto y sexto párrafo; sección I.C; Anexo IV; apartado A, sección I "Plan de Exploración de Yacimientos No Convencionales", numerales 9, con un último párrafo; 9.1, con un cuarto y quinto párrafo; 9.2, con un cuarto y quinto párrafo; sección II, "Programa Piloto" numerales 4, con un primer y segundo párrafo; 4.1, con un tercer y cuarto párrafo; 4.2, con un tercer y cuarto párrafo; apartado B, sección I, numera 4.5, con un segundo párrafo; 4.5.1., con un tercer y cuarto párrafo; apartado C, sección I, numerales 3.4, con un tercer, cuarto y quinto párrafo y se DEROGAN Anexo II; sección I; numerales 1.1.1; 1.1.2; 1.2; 2.1; 2.2, primer párrafo e inciso a), subincisos ii. y iii. el inciso b); 2.2.1, incisos a), b), c), d) e), f) y g); 2.3, inciso b); 3, segundo párrafo; 4.2.4.1.6.

ARTÍCULO TERCERO: Se MODIFICA el formato AP Aprobación del Plan; el Formato MP Modificación al Plan; Formato PTP Aprobación del Programa de Trabajo y Presupuesto; Formato PAA-EXP Aviso del Programa de Trabajo y Presupuesto de Planes de Exploración de Asignaciones; Formato PAA-EXT Aviso del Programa de Trabajo y Presupuesto de Planes de Desarrollo para la Extracción de Asignaciones; Formato PE Programa de Evaluación; Formato IE Informe de evaluación; Formato APT Aprobación o modificación del

Programa de Transición; Formato PP Programa Piloto y el Formato SPA-EXT y sus instructivos correspondientes y se ADICIONA el Formato POA-AR Presentación del Programa Operativo Anual de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

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

Artículo 1. ...

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

...

I. a III. ...

IV. Los elementos técnico-económicos que deberán contener los Programas de Trabajo y Presupuesto, Operativo Anual, 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 y, en su caso, evaluación y aprobación de los Programas de Trabajo y Presupuesto, Operativo Anual, 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, Operativo Anual, 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. ...

Las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos deberán realizarse conforme a los Planes y programas aprobados por la Comisión; y en su caso, por los Programas Operativos Anuales.

...

Artículo 3. ...

I. a III. ...

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 en 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;

IV Bis. Asignación AR: Es la Asignación cuya vigencia concluirá hasta que el Estado Mexicano adjudique su área en una licitación, la cual está sujeta a los términos y condiciones previstos en su Título de Asignación, con el objeto de: 1) realizar actividades de Extracción en el Área de Asignación, o 2) llevar a cabo las actividades de resguardo del Área de Asignación, así como de los Pozos y Materiales que se localizan en ella;

V. a XVI. ...

XVI Bis. Informe de Evaluación Inicial: Documento mediante el cual los Operadores Petroleros pueden acceder a un Programa de Transición para realizar actividades de Producción Temprana o bien preparatorias para la Extracción conforme a las actividades descritas en dicho documento y

asociadas a las ejecutadas en el Plan de Exploración o Programa de Evaluación;

XVII. a XXX. ...

XXXI. Producción Temprana: Es la producción de Hidrocarburos que, de manera excepcional, dentro del Programa de Transición y, en su caso, a la par de la ejecución de un Programa de Evaluación, pueden realizar los Operadores Petroleros, hasta la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción.

Tratándose de Yacimientos No Convencionales en Lutitas es aquella que podrán 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. a XXXIV ...

XXXV. Programa de Transición: Documento en el que el Operador Petrolero detalla las actividades relacionadas con la Extracción que permiten realizar actividades preparatorias a la Extracción, 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.

...

XXXV Bis. Programa Operativo Anual: Documento en el que el titular de una Asignación AR integra la proyección de actividades que contempla ejecutar en un plazo de doce meses, los costos asociados y el pronóstico de producción esperado de Petróleo, gas y agua;

XXXVI. a XLI. ...

XLI Bis. Yacimiento Compartido: Es aquel Yacimiento que por sus características físicas, químicas y geológicas, ubicación y distribución en el subsuelo se extiende más allá del límite de un Área de Asignación o Área Contractual;

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

XLIII. Yacimiento No Convencional en 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 ...

Artículo 4. ...

...

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, sólo 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.

...

Estas reuniones se podrán solicitar previo a la fecha de presentación de los Planes o programas previstos en el artículo 11 de los Lineamientos, con el objeto de que se realicen las aclaraciones y observaciones que se consideren necesarias respecto de los requisitos de estos.

...

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 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 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, Programas Operativos Anuales y demás procedimientos administrativos materia de los Lineamientos.

...

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

I. a II. ...

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

IV. Programa de Transición, y

V. Programa Operativo Anual.

...

I. a III. ...

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, Transición, Trabajo y Presupuesto, 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.

Los Operadores Petroleros deberán acreditar el pago de los derechos y aprovechamientos respectivos a través del procedimiento establecido en el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto.

Artículo 15. De la solicitud de aprobación del Plan. La solicitud de aprobación del Plan deberá presentarse mediante el formato AP y su instructivo, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, así como el documento que integra el Plan, con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo respectivo.

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 veinte 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 veinte 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 diez días hábiles.

...

Artículo 19. ...

...

I. a V. ...

VI. ...

i. ...

ii. ...

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 15, 39, 58, 61, 73 o 93 de los Lineamientos.

La Comisión resolverá dentro del plazo establecido en el artículo 16 de los Lineamientos.

...

iii. ...

...

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, 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 hábil 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 hábil 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.

...

Capítulo III

De los Programas de Trabajo y Presupuesto y Programas Operativos Anuales

Artículo 27. De la presentación del Programa de Trabajo, Presupuesto y Programa Operativo Anual. El Operador Petrolero deberá cumplir con los términos y plazos establecidos en las Asignaciones; Contratos o Asignaciones AR que correspondan para la presentación del Programa de Trabajo y Presupuesto; o en su caso el Programa Operativo Anual.

A falta de plazo expresamente previsto en las Asignaciones, Asignaciones AR 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;

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, y

III. Para el caso de las Asignaciones AR con Extracción temporal, conforme a su título, el Asignatario deberá entregar el Programa Operativo Anual cada mes de diciembre, contemplando un pronóstico de producción, las actividades y costos del siguiente año calendario, de conformidad con lo establecido en los Títulos de Asignación correspondientes.

...

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

Para la aprobación del segundo y subsecuentes Programas de Trabajo y Presupuesto a que se refiere la fracción II del presente artículo, la Comisión valorará la congruencia con la ejecución de las actividades aprobadas para el ejercicio del programa anterior.

Artículo 28. Del contenido del Programa de Trabajo, Presupuesto y Programa Operativo Anual. El Programa de Trabajo y Presupuesto que presente el Operador Petrolero para su aprobación, deberá observar los términos establecidos en los Contratos correspondientes y presentarse para su admisión, mediante el formato PTP y su instructivo, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto; incluyendo el inventario de activos que incluya Pozos e instalaciones existentes o por desarrollar al amparo del Contrato, 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 penúltimo párrafo del artículo anterior.

En los casos de Contratos con recuperación de costos, en los que se prevea la realización de actividades para el cumplimiento o incremento al Programa Mínimo de Trabajo, el Operador Petrolero deberá presentar, de forma indicativa, con el formato PTP la tabla que corresponda del Archivo PMT disponible en la página www.cnh.gob.mx, con la información del presupuesto asociado a dichas actividades, a fin de que la Comisión tenga conocimiento de la misma, en términos del Contrato correspondiente.

...

Para el caso de las Asignaciones AR los Programas Operativos Anuales deberán observar los términos establecidos en las Asignaciones correspondientes, y presentarse por medio de formato POA-AR y su instructivo.

Asimismo, el Operador Petrolero deberá adjuntar la información relativa a las inversiones y gastos de operación, incluyendo la descripción para cada sub-tarea, cuando así sea señalado, conforme al formato PTP, PAA-EXP y PAA-EXT y sus instructivos, según corresponda.

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 hábil 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 ocho 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 ocho 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 cuatro días hábiles.

...

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

I. ...

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;

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, y

IV. Tratándose del Programa Operativo Anual, el Operador Petrolero sólo dará aviso a la Comisión a través del formato POA-AR y su instructivo.

...

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto; así como el documento que integra la modificación al Programa de Trabajo y Presupuesto, con la siguiente información:

I. a II...

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, 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. a VI. ...

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 o se incorporen o descarten actividades susceptibles a acreditar en el Programa Mínimo de Trabajo.

...

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 acreditar el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto.

Derogado

...

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, con un nivel de certidumbre razonable.

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 conforme al Anexo I, mediante el formato IE y su instructivo.

Cuando el Operador Petrolero prevea llevar a cabo actividades de Producción Temprana y/o actividades preparatorias para la extracción, deberá solicitar la aprobación de un Programa de Transición en términos del artículo 65 o 65 Bis de los Lineamientos, según corresponda.

Para el caso en que dicho Programa de Transición derive de un Informe de Evaluación Inicial, deberá solicitar la aprobación de un Programa de Evaluación o continuar con su ejecución.

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, atendiendo el procedimiento de modificación del Plan 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. a V. ...

...

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Programa de Evaluación, en el caso de que, derivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Programa aprobado se modifiquen o se incorporen o descarten actividades susceptibles a acreditar en el Programa Mínimo de Trabajo.

Capítulo V

Del informe de evaluación y el Informe de Evaluación Inicial

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, 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.

...

I. a II. ...

El informe de evaluación deberá contener la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo I, relativo al informe de evaluación.

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

...

Artículo 52 Bis. Del Informe de Evaluación Inicial. Cuando los Operadores Petroleros cuenten con un Descubrimiento y la información técnica de conformidad con el Anexo I, que le permita llevar a cabo actividades encaminadas a la Producción Temprana del Yacimiento o realizar actividades preparatorias a la Extracción respectivo podrán presentar a la Comisión mediante formato IE y su instructivo el Informe de Evaluación Inicial que permita a la Comisión constatar que los Operadores Petroleros cuentan con los elementos mínimos para una Caracterización y Delimitación inicial del Descubrimiento.

Cuando los Operadores Petroleros pretendan llevar cabo actividades de Producción Temprana o actividades preparatorias a la Extracción, deberán solicitar a la Comisión la aprobación de un Programa de Transición en términos del artículo 65 Bis de los Lineamientos e incluir en el Informe de Evaluación Inicial lo

I. En su caso, manifestación expresa de la intención de llevar a cabo actividades de Producción Temprana o actividades preparatorias a la Extracción, y

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

El Informe de Evaluación Inicial deberá contener la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo I, relativo al Informe de Evaluación Inicial, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto.

Artículo 54. ...

...

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.

...

Artículo 55. ...

I. a III. ...

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 los objetivos de la 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, deberá presentar un Programa de Evaluación atendiendo los requisitos señalados por el artículo 45 y el Anexo I, apartado II de los Lineamientos, o bien, la modificación al Programa de Evaluación correspondiente. Lo anterior, siempre y cuando lo permitan los plazos establecidos en las Asignaciones y Contratos respectivos.

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

I. Que se cuente con información preliminar que sustente las dimensiones y extensión del Yacimiento o Campo, volumen original de Hidrocarburos y el potencial productivo del mismo, y

II. Que el análisis económico realizado por el Operador Petrolero haya sido conforme a los elementos establecidos en el apartado VII del Anexo I de los Lineamientos.

La Comisión resolverá respecto del Informe de Evaluación Inicial 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 presentar un nuevo Informe de Evaluación Inicial. Lo anterior, siempre y cuando lo permitan los plazos establecidos en las Asignaciones y Contratos respectivos.

El Informe de Evaluación Inicial será evaluado de conformidad con el procedimiento establecido en los artículos 53 y 54 de los Lineamientos, en lo que resulte aplicable.

El Operador Petrolero que cuente con el pronunciamiento en sentido favorable del Informe de Evaluación Inicial por parte de la Comisión, no podrá incorporar Reservas asociadas al Descubrimiento a que se refiere el artículo 52 Bis de los Lineamientos, dentro del procedimiento que para tal efecto se establezca en los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de Reservas de la Nación.

Artículo 56. ...

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 55 de los Lineamientos.

...

Artículo 56 Bis. De los Yacimientos Compartidos. En caso de que como resultado de las actividades de Exploración y/o evaluación la Comisión o el Operador Petrolero advierta la posible existencia de un Yacimiento Compartido, la continuidad de las actividades de Transición y de Desarrollo para la Extracción asociadas al Descubrimiento estarán sujetas a que la Secretaría evalúe y en su caso determine la existencia de un Yacimiento Compartido conforme al procedimiento establecido en la Asignación o Contrato respectivo, así como en la Normativa que para tales efectos emita la Secretaría.

Artículo 57. De la toma de conocimiento de la Comisión. Una vez cumplidos los elementos a que refiere el artículo 56 de los Lineamientos, la Comisión tendrá por presentada la declaración de Descubrimiento Comercial por parte del Operador Petrolero.

...

Artículo 62. De los supuestos de modificación al Plan 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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, 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. a III. ...

IV. Derogado

V. a X. ...

XI. Cuando el Área de Asignación o Contractual produzca 5,000 barriles o más de promedio diario anual de Petróleo se sujetará a lo siguiente:

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

XII. Cuando la Asignación o Contrato produzca menos de 5,000 barriles promedio diario anual de Petróleo, se sujetará a lo siguiente:

a) Exista una variación del ± treinta por ciento o más del volumen a producir en tres años respecto del volumen pronosticado para el mismo trienio.

XIII. Para las Áreas de Asignación o Contractual que contengan Campos que produzcan exclusivamente de Yacimientos de gas no asociado se sujetará a lo siguiente:

a) Exista una variación del ± veinte por ciento o más del volumen a producir en dos años respecto del volumen pronosticado para el mismo bienio.

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción, en el caso de que requiera reflejar los cambios técnicos o económicos que presenta el Plan aprobado, lo cual estará a consideración de la Comisión y, deberá solicitar la modificación en términos del Capítulo II del Título II de los Lineamientos.

...

Artículo 63. ...

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto; 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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto; 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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto; 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 informe 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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto; 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.

El Programa de Transición que se derive de un informe de evaluación permitirá al Operador Petrolero la toma de información, perforación de Pozos a no más de dos espaciamientos respecto de los existentes y aquellas actividades encaminadas en prolongar el tiempo de vida de los Pozos, con el objeto de maximizar la recuperación de Hidrocarburos en condiciones técnica y económicamente viables, respecto de las cuales cuente con la información solicitada en el informe de evaluación.

Artículo 65 Bis. De los Programas de Transición derivados del Informe de Evaluación Inicial. Con el objeto de que el Operador Petrolero pueda llevar a cabo la Producción Temprana de un Yacimiento, derivado de un Descubrimiento o realizar actividades preparatorias a la Extracción éste deberá presentar a la Comisión un Informe de Evaluación Inicial, en términos del artículo 52 Bis de los Lineamientos, la solicitud de aprobación de un Programa de Transición conforme al formato APT y su instructivo, acreditando el pago de aprovechamientos respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto; con la información y el nivel de detalle establecidos en el Anexo III apartado I.C.

El Programa de Transición que se derive de un Informe de Evaluación Inicial permitirá al Operador Petrolero la toma de información, perforación de Pozos a no más de dos espaciamientos respecto de los existentes y aquellas actividades encaminadas en prolongar el tiempo de vida de los Pozos, con el objeto de maximizar la recuperación de Hidrocarburos en condiciones técnica y económicamente viables, respecto de las cuales cuente con la información solicitada en el Informe de Evaluación Inicial.

Lo anterior, en el entendido de que el Operador Petrolero, deberá continuar con las actividades conforme al Programa de Evaluación.

El Programa de Transición que considere actividades previas a la etapa de desarrollo permitirá al Operador Petrolero llevar a cabo actividades preparatorias a la Extracción respecto de las cuales cuente con la información solicitada en el Informe de Evaluación Inicial.

Asimismo, el Operador Petrolero podrá ejecutar a la par un Programa de Evaluación, y el Programa de Transición que se derive de un Descubrimiento. En este caso, la vigencia del Programa de Transición podrá ser prorrogada anualmente hasta en tanto cuente con la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción, conforme los plazos establecidos en las Asignaciones y Contratos.

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, 65 y 65 Bis de los Lineamientos deberán presentarse conforme lo siguiente:

I. a II. ...

III. Para los casos previstos en el artículo 65 Bis de los Lineamientos, al momento de la presentación del Informe de Evaluación Inicial.

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, 65 y 65 Bis de los Lineamientos. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 68. ...

...

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.

...

Artículo 69. ...

I. a II. ...

III. Para el caso del Programa de Transición referido en el artículo 65 Bis de los Lineamientos, la Comisión evaluará la observancia de los siguientes criterios:

a) Que esté diseñado procurando obtener la información necesaria para sustentar un futuro desarrollo de Campo de forma viable y que guarde congruencia entre las características del Yacimiento, los Pozos a desarrollar y la infraestructura propuesta para el manejo de la producción, y procurando administrar la energía del Yacimiento en concordancia con el ritmo de vaciamiento cuando no exista un mecanismo natural que la mantenga conforme a las Mejores Prácticas de la Industria;

b) Que el programa de aprovechamiento de Gas Natural Asociado procure el máximo aprovechamiento y conservación de los volúmenes de Gas Natural Asociado, en términos de la Normativa emitida por la Comisión en la materia;

c) Que presenten la propuesta de punto de medición provisional por cada tipo de Hidrocarburo que permitan una cuantificación del volumen o masa y la determinación de la calidad de los Hidrocarburos líquidos y gaseosos de conformidad con la Normativa emitida por la Comisión en la materia;

d) Que presente el uso de la tecnología más adecuada para las características de los Yacimientos, y

e) La congruencia de los Programas de Transición con las obligaciones contenidas en las Asignaciones y Contratos correspondientes.

Las actividades de perforación de Pozos que se realicen al amparo del Programa de Transición señalado en el artículo 65 Bis de los Lineamientos, únicamente se podrán realizar en el área circundante al Descubrimiento exploratorio. Dicha área circundante es aquella proyección en planta de la extensión drenada por Pozos exploratorios descubridores en un Yacimiento y ubicados más allá del área de drene a éstos.

Artículo 70. ...

...

Previo a la resolución del Programa de Transición, la Comisión deberá haber emitido el pronunciamiento en sentido favorable del informe de evaluación o del Informe de Evaluación Inicial, según corresponda.

Artículo 71. ...

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 cuente con el Plan de Desarrollo para la Extracción aprobado que le permita dar continuidad a las Actividades Petroleras dentro del Área Contractual o Asignación en los plazos establecidos en las Asignaciones o Contratos.

Para el caso del Programa de Transición previsto en el artículo 65 Bis de los Lineamientos, éste podrá tener una duración hasta por la duración del plazo de evaluación asociado al Programa de Evaluación que, en su caso, se lleve a cabo de manera paralela. Una vez concluido el Programa de Evaluación, el Programa de Transición podrá ser prorrogado anualmente hasta en tanto cuente con la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción, siempre que se solicite su modificación.

Artículo 72. De la modificación del Programa de Transición. La solicitud de modificación deberá presentarse mediante el formato APT y su instructivo, adjuntando el documento que integra la modificación al Programa de Transición y acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, en los siguientes supuestos:

I. Cuando el Operador Petrolero requiera una ampliación de la vigencia del Programa de Transición, la cual se podrá conceder hasta por un año más, o en el caso de campos marinos podrá concederse hasta por dos años más, deberá realizar la presentación de la solicitud con cuando menos cuarenta días hábiles previos al término de la vigencia de dicho programa.

...

II. Derogado.

III. Cuando derivado de los resultados obtenidos al amparo de las actividades del Programa de Transición se requiera incorporar actividades adicionales, a que hace referencia el artículo 65 de los Lineamientos, el Operador Petrolero deberá solicitar la modificación al Programa de Transición.

IV. Cuando derivado de los resultados obtenidos al amparo de las actividades del Programa de Evaluación se requiera incorporar actividades adicionales al Programa de Transición, a que hace referencia el artículo 65 Bis de los Lineamientos, el Operador Petrolero deberá solicitar la modificación al Programa de Transición.

...

Artículo 73. ...

I. a III. ...

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 Mínimo de Trabajo o Compromiso Mínimo de Trabajo y, en su caso, el Incremento al Programa Mínimo de Trabajo.

...

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, 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. a VI. ...

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 o se incorporen o descarten actividades susceptibles a acreditar en el Programa Mínimo de Trabajo.

...

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 acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto.

...

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, así como el documento que integra la modificación al Programa Piloto, atendiendo el procedimiento de modificación del Plan 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. a VI. ...

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Programa Piloto, en el caso de que, derivado de cambios técnicos o económicos, los objetivos del Programa aprobado se modifiquen o se incorporen o descarten actividades susceptibles a acreditar en el Programa Mínimo de Trabajo.

...

Artículo 87. ...

El informe de evaluación deberá contener la información y el nivel de detalle establecido en el Anexo IV, relativo al informe de evaluación y acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto.

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

...

Artículo 89. ...

...

Artículo 97. ...

I. a VIII. ...

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, en el caso de que requiera reflejar los cambios técnicos o económicos que presenta el Plan, lo cual estará a consideración de la Comisión y deberá solicitar la modificación en términos del Capítulo II del Título II, así como, en su caso, del Anexo IV de los Lineamientos.

...

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 72 del Capítulo III del Título IV, así como a lo establecido en el Anexo IV de los Lineamientos.

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, de Trabajo y Presupuesto y Programas Operativos Anuales, en términos del presente Título y la demás Normativa aplicable.

Artículo 100. Del seguimiento de los Planes y programas. 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, Presupuesto y Programa Operativo Anual, conforme a los siguientes mecanismos de reporte:

I. ...

a) ...

b) Para el caso de los Planes de Desarrollo para la Extracción, Programas de Transición y Programas Operativos Anuales para Asignaciones y Asignaciones AR, según corresponda, se reportarán las actividades y costos conforme a los formatos establecidos en el apartado de "Asignaciones de Extracción" del formato SPA-EXT;

c) ...

II. ...

...

Artículo 101. Del pago del aprovechamiento por concepto de los servicios de administración y seguimiento. Los Operadores Petroleros deberán pagar anualmente y acreditar, los derechos y aprovechamientos que al efecto se establezcan por los servicios de administración técnica por cada año o la parte proporcional que corresponda, adjuntando el comprobante de pago mediante el procedimiento de acreditación establecido en el artículo 12 de los Lineamientos, 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 que corresponda. Lo anterior, con independencia de las modificaciones que puedan existir en los Planes o Programas aprobados.

Artículo 105. De las acciones de Supervisión derivadas del seguimiento de los Planes, Programas de Evaluación, Pilotos, de Transición, de Trabajo, Presupuesto y Operativo Anual. 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, Programa de Evaluación, Programa Piloto, Programa de Transición, Programa de Trabajo, Presupuesto o Programa Operativo Anual;

II. a IV. ...

...

Transitorios

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

Segundo. Los trámites de aprobación o modificación de Planes y programas iniciados ante la Comisión con anterioridad a la entrada en vigor de los Lineamientos se substanciarán conforme a los procedimientos establecidos al momento de la presentación del trámite correspondiente.

Tercero. Tercero. Para la presentación del Programas de Evaluación; Programas de Transición; informes de evaluación; o sus modificaciones, el Operador Petrolero podrá optar por el cumplimiento conforme a las disposiciones establecidas en el presente Acuerdo o con las disposiciones de los Lineamientos publicados en el Diario Oficial de la Federación el 12 de abril de 2019, para lo cual contará con treinta días hábiles contados a partir de la entrada en vigor del presente.

Ciudad de México a 23 de marzo de 2021.- Comisionados Integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos: Comisionado Presidente, Rogelio Hernández Cázares.- Rúbrica.- Comisionados: Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Héctor Moreira Rodríguez.- Rúbricas.

Archivo PMT-R02L01

Numero de Contrato:
Compañía:
Área Contractual o Bloque:
Fecha Presentación:


	Archivo PMT
	Año	n
	Actividad	Actividad - Presupuesto	Sub-actividad - Presupuesto	Tarea - Presupuesto	Sub-tarea - Presupuesto	Costo (USD)
Por Información	Información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) / Por el monto total de información adquirida al CNIH a partir de la Fecha Efectiva, relacionada con zonas marinas.
	Reproceso de información sísmica 3D existente / Reproceso contará según cubrimiento superficial.
	Adquisición y procesado de sísmica 3D NAz / La adquisición realizada contará según el cubrimiento superficial.
	Adquisición y procesado de sísmica 3D WAz / La adquisición realizada contará según el cubrimiento superficial.
	Adquisición y procesado de sísmica 2D / La adquisición realizada contará según el cubrimiento lineal.
	Reproceso de sísmica 2D existente / La adquisición realizada contará según el cubrimiento lineal.

Interpretación sísmica / Incluyendo al menos interpretación y generación de configuraciones estructurales de los principales intervalos estratigráficos de interés. Cubrimiento de la totalidad de la superficie con cobertura sísmica del área contractual.
Por Estudios exploratorios	Registros geofísicos de pozos / Litológicos-correlación (SP, GR, PEF).
	Registros geofísicos de pozos / Resistividad (inducción, onda electromagnética).
	Registros geofísicos de pozos / Porosidad (densidad, neutrón).
	Registros geofísicos de pozos / Propiedades físicas de las rocas (sónico dipolar).
	Registros geofísicos de pozos / Registros especiales (MRI, ECS, FMI, NMR)
	Registros geofísicos de pozos / VSP/Checkshot
	Adquisición de muestras de núcleo / Por cada metro de núcleo de fondo.
	Adquisición de muestras de núcleo / Por cada 3 muestras de núcleos de pared.
	Análisis Rutinarios/Convencionales de núcleos (RCALs) / Análisis de petrofísica básica.
	Análisis Rutinarios/Convencionales de núcleos (RCALs) / Petrografía en secciones delgadas, análisis de difracción de rayos-X y análisis MEB.
	Análisis Especiales a núcleos (SCALs) / Presión capilar, permeabilidad relativa, daño de formación, tomografía, resonancia magnética, factor de recuperación, mojabilidad, geomecánica, factor de recuperación, mojabilidad, geomecánica, rayos gamma espectral, análisis de fracturas (triaxiales y caracterización de fractura), etc.
	Presiones MDT / Al menos 4 muestras por unidad de depósito.
	Muestras MDT / Por cada muestra de fluido en cada depósito hidráulicamente conectado.
	PVT / En cada muestra por unidad de flujo.
	Prueba de Producción / Por cada prueba de producción, que no se considere de alcance extendido.
	Prueba de Producción de alcance extendido / Por cada prueba de producción de alcance extendido.
	Evaluación de Recursos Prospectivos / Evaluación de plays y prospectos.
Por Métodos Potenciales	Electromagnéticos / Adquisición y procesado de datos; contará según cubrimiento superficial.
	Gravimetría / Adquisición y procesado de datos; contará según cubrimiento superficial.
	Magnetometría / Adquisición y procesado de datos; contará según cubrimiento superficial.
Otros	Modelo estático / Modelo estático actualizado del campo, que incluya al menos un yacimiento.
	Modelo dinámico / Modelo dinámico actualizado del campo, que incluya al menos un yacimiento.
	Reparaciones Mayores / Se refiere a cambios de profundidad y cambios de intervalo, entre otros.
	Reparaciones Menores / Se refiere a cambios de aparejo y estimulaciones, entre otros.
Por Pozo exploratorio	Pozo exploratorio
	Total

Archivo PMT-R03L01

Numero de Contrato:
Compañía:
Área Contractual o Bloque:
Fecha Presentación:


	Archivo PMT
	Año	n
	Actividad	Actividad - Presupuesto	Sub-actividad - Presupuesto	Tarea - Presupuesto	Sub-tarea - Presupuesto	Costo (USD)
Por Información	Información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) / Por el monto total de información adquirida al CNIH a partir de la Fecha Efectiva, relacionada con zonas marinas.
Por Información	Reproceso e interpretación de información sísmica 3D existente / Reproceso e interpretación contará según cubrimiento superficial

Adquisición y procesado de sísmica 3D NAz / La adquisición realizada contará según el cubrimiento superficial
Adquisición y procesado de sísmica 3D WAz / La adquisición realizada contará según el cubrimiento superficial
Adquisición y procesado de sísmica 2D / La adquisición realizada contará según el cubrimiento lineal.
Reproceso de sísmica 2D existente / El reproceso realizado contará según el cubrimiento lineal.
Interpretación sísmica / Incluyendo al menos interpretación y generación de configuraciones estructurales de los principales intervalos estratigráficos de interés. Cubrimiento de la totalidad de la superficie con cobertura sísmica del área contractual.
Por Estudios exploratorios	Registros geofísicos de pozos / Litológicos-correlación (SP, GR, PE).
	Registros geofísicos de pozos / Resistividad (inducción, onda electromagnética).
	Registros geofísicos de pozos / Porosidad (densidad, neutrón).
	Registros geofísicos de pozos / Propiedades físicas de las rocas (sónico dipolar).
	Registros geofísicos de pozos / Registros especiales (MRI, ECS, FMI, NMR).
	Registros geofísicos de pozos / VSP/Checkshots.
	Adquisición de muestras de núcleo / Por cada metro de núcleo de fondo.
	Adquisición de muestras de núcleo / Por cada 3 muestras de núcleos de pared.
	Análisis Rutinarios/Convencionales de núcleos (RCALs) / Análisis de petrofísica básica.
	Análisis Rutinarios/Convencionales de núcleos (RCALs) / Petrografía en secciones delgadas, análisis de Por muestra 2.50 difracción de rayos-X y análisis MEB.
	Análisis Especiales a núcleos (SCALs) / Presión capilar, permeabilidad relativa, daño de formación, tomografía, resonancia magnética, factor de recuperación, mojabilidad, geomecánica, rayos gamma espectral, análisis de fracturas (triaxiales y caracterización de fracturas), etc.
	Presiones MDT / Máximo 4 muestras por unidad de depósito
	Muestras MDT / Por cada muestra de aceite o gas en cada depósito hidráulicamente conectado.
	PVT / Cada análisis de presión transitoria en el fondo de pozo.
	Prueba de Producción / En caso de descubrimiento. Por cada prueba de producción en cada pozo perforado en el marco del contrato.
	Evaluación de Recursos Prospectivos / Evaluación de plays y prospectos.
Por Métodos Potenciales	Electromagnéticos / Adquisición y procesado de datos. Contabilización de Unidades de Trabajo según cubrimiento superficial.
	Gravimetría / Adquisición y procesado de datos. Contabilización de Unidades de Trabajo según cubrimiento superficial/lineal.
	Magnetometría / Adquisición y procesado de datos. Contabilización de Unidades de Trabajo según cubrimiento superficial.
Por Pozo exploratorio	Pozo exploratorio
	Total

Archivo PMT-Misión

Numero de Contrato:
Compañía:
Área Contractual o Bloque:
Fecha Presentación:


	Archivo PMT
	Año	n

	Actividad	Actividad - Presupuesto	Sub-actividad - Presupuesto	Tarea - Presupuesto	Sub-tarea - Presupuesto	Costo (USD)
Por Información	Adquisición y procesado de sísmica 3D
	Reprocesado de sísmica 3D
	Adquisición y procesado de sísmica 2D
	Reproceso de sísmica 2D
Reparaciones a pozos	Reparación mayor con equipo
	Reparación mayor sin equipo
	Reparación menor con equipo
	Reparación menor sin equipo
Modelos del yacimiento	Modelo estático
Modelos del yacimiento	Modelo dinámico
Estudios	Adquisición de muestras de núcleo / Por cada metro de núcleo de fondo.
	Adquisición de muestras de núcleo / Por cada 3 muestras de núcleos de pared.
	Análisis Rutinarios/Convencionales de núcleos (RCALs) / Análisis de petrofísica básica.
	Análisis Rutinarios/Convencionales de núcleos (RCALs) / Petrografía en secciones delgadas, análisis de Por muestra 2.50 difracción de rayos-X y análisis MEB.
	Análisis Especiales a núcleos (SCALs) / Presión capilar, permeabilidad relativa, daño de formación, tomografía, resonancia magnética, factor de recuperación, mojabilidad, geomecánica, rayos gamma espectral, análisis de fracturas (triaxiales y caracterización de fracturas), etc.
	Pruebas PVT
Registros geofísicos de pozos	Litológicos-correlación (SP, GR, PE)
	Resistividad (inducción,onda electromagnética)
	Porosidad (densidad, neutrón)
	Propiedadees físicas de las rocas (sónico dipolar)
	Registros especialees (MRI, ECS, FMI, NMR)
	VSP/checkshots
Por Pozo exploratorio	Pozo exploratorio
	Total

ANEXO I

...

OBJETO DEL ANEXO. ...

I. a IV. ...

V. Informe de evaluación;

VI. Declaración de Descubrimiento Comercial, y

VII. Informe de Evaluación Inicial.

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

...

Carpeta 1. a Carpeta 5. ...

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

...

...

I. PLAN DE EXPLORACIÓN.

7. ...

...

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa de Inversiones y Presupuesto deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura fuera del Área de Asignación o Contractual, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones y Presupuestos, sin que éstos últimos sean sujetos a aprobación.

7.1. ...

...

Para la revisión y análisis de la información del Programa de Inversiones únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Plan de Exploración.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas que consideren necesarias a las tablas, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

7.2. ...

...

Para la revisión y análisis de la información del Presupuesto únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Programa de Trabajo.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas que consideren necesarias a las tablas, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo.

...

II. PROGRAMA DE EVALUACIÓN

1. a 3. ...

4. ...

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

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa de Inversiones y Presupuesto deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones y Presupuestos.

4.1. ...

...

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

4.2. ...

...

Para la revisión y análisis de la información del Presupuesto únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Programa de Trabajo.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

5. a 6. ...

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, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo.

...

III. a IV. ...

V. INFORME DE EVALUACIÓN

...

1. a 7. ...

Asimismo, se deberá acreditar el pago del aprovechamiento respectivo.

...

1. a 3. ...

4. ...

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 gasto máximo de producción de eficiencia de producción. Lo anterior de conformidad con la Tabla I.10. Recursos asociados al descubrimiento, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

5. a 7. ...

VI. ...

VII. INFORME DE EVALUACIÓN INICIAL

Los Operadores Petroleros deberán presentar el Informe de Evaluación Inicial en el supuesto previsto en el artículo 52 Bis 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 la Exploración que derivó en el Descubrimiento;

2. Los datos e informes 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. Justificación de la conveniencia de llevar el Descubrimiento a un Programa de Transición;

5. Estudio de sustento para establecer los gastos críticos y/o máximos;

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

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

8. Conclusiones generales.

Asimismo, se deberá acreditar el 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 LA EXPLORACIÓN QUE DERIVÓ EN EL DESCUBRIMIENTO

El mismo deberá incluir la descripción de las actividades realizadas, asociadas al Descubrimiento.

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

En este apartado deberá describirse al menos lo siguiente:

2.1. Secciones sismo-estratigráficas en tiempo y/o profundidad, proyectando la entrada a las formaciones geológicas de interés, así como los Pozos, en caso de haberlas interpretado que considere al menos una de tipo longitudinal y una transversal a cada uno de los Yacimientos descubiertos, indicando con claridad las cimas y bases;

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:

1. El programa operativo;

2. La descripción de las herramientas de fondo y equipos de superficie utilizados, y

3. La cronología de las operaciones realizadas.

2.7. Al menos una prueba dinámica de producción con flujo a superficie, se incluirá una descripción del pre-acondicionamiento y limpieza del Pozo para la prueba, indicando:

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

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

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

1. Memoria de cálculo;

2. Variables;

3. Constantes;

4. Control de calidad de las mediciones obtenidas;

5. Gráfico log-log de delta de presión y la derivada de presión;

6. Gráfico semi-log de la presión contra el tiempo de superposición;

7. Ajuste histórico de la presión durante toda la prueba, y

8. Otros valores e insumos utilizados durante la interpretación.

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

1. Almacenamiento;

2. Daño;

3. Permeabilidad;

4. Presión inicial;

5. Radio de investigación;

6. Volumen asociado al radio de investigación;

7. Capacidad de flujo;

8. Determinación de los límites de cada Yacimiento o de los compartimentos, en su caso, y

9. Volumen asociado al radio de investigación del Pozo.

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

1. Datos de aforos;

2. Tasas de producción, y

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

4. JUSTIFICACIÓN DE LA CONVENIENCIA DE LLEVAR EL DESCUBRIMIENTO A UN PROGRAMA DE TRANSICIÓN

Incluir los beneficios de la Producción Temprana, así como demostrar que los volúmenes descubiertos, que tienen mayor certidumbre, sean puestos en Producción Temprana en condiciones económicamente viables.

5. ESTUDIO DE SUSTENTO PARA ESTABLECER LOS GASTOS CRÍTICOS Y/O MÁXIMOS.

Este estudio deberá contener un análisis de gastos variables en el que se sustente cuál es el gasto óptimo para la producción en cada uno de los Pozos, así como el gasto máximo para cada Pozo, con la finalidad de evitar conificaciones de agua, la disminución excesiva de la energía del Yacimiento o poner en riesgo la maximización de la recuperación de Hidrocarburos en el largo plazo.

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

DESCUBRIMIENTO

7. CUALQUIER OTRO HECHO CONSIDERADO RELEVANTE POR EL OPERADOR PETROLERO

8. CONCLUSIONES GENERALES

Esta sección deberá incluir las conclusiones generales e hipótesis que sirva de sustento para considerar que el Descubrimiento puede tener Producción Temprana, y se debe indicar cual información del presente informe tiene el carácter de preliminar, así como cuáles son las actividades necesarias para precisar dicha información en las actividades posteriores.

Tabla I.10. Recursos asociados al descubrimiento

ANEXO II

...

OBJETO.

....

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.

...

Carpeta 1 a Carpeta 4. ...

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

I. PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN.

1. ...

I.1. Objetivo y alcance

Mencionar el volumen total estimado por recuperar y el factor de recuperación de aceite y gas, en su caso, de gas, para la Asignación o Área Contractual, señalando la categoría de reservas correspondiente.

En caso de que el volumen a recuperar no concuerde con una categoría de reservas (1P, 2P o 3P), presentar los volúmenes correspondientes, las premisas de la estimación y descripción detallada de ambas estimaciones.

Describir las actividades a realizar dentro del periodo de duración de la propuesta del Plan de Desarrollo para la Extracción, indicar el monto total de la inversión y gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América.

I.1.1. Derogado

I.1.2. Derogado

I.2. Derogado

1.3. ...

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

Presentar el (los) mapa(s) de las configuraciones estructurales representativas por Yacimiento con una breve descripción litológica incluyendo el poblado de propiedades (net pay, porosidad, saturación de agua, permeabilidad e índice de Hidrocarburos) y la litología por cada formación productora, en la que se muestre la infraestructura (ductos, líneas de descarga, instalaciones, Pozos) dentro de la Asignación o Área Contractual.

Asimismo, colocar al menos una sección sismo-estratigráfica (en tiempo o profundidad) en dirección longitudinal y una transversal a la estructura o a la distribución del Yacimiento de acuerdo con el modelo de depósito. Dichas secciones deberán contener al menos lo siguiente: los Pozos que corten las mismas o al menos proyectar los más cercanos, los registros geofísicos disponibles sobre la trayectoria de éstos, la proyección de la configuración a la entrada de las formaciones de interés e indicar los intervalos probados en los Pozos.

2.1. Derogado

2.2. Geología (únicamente campos nuevos o con modificaciones en aspectos geológicos)

a) ...

i. El contexto geológico en el que se encuentra el Área de Asignación o Contractual;

ii. Derogado.

iii. Derogado.

iv. a v. ...

b) Derogado

Derogado

2.2.1. Descripción petrofísica.

Presentar una tabla con el resumen de los valores promedio de las principales propiedades petrofísicas (net pay, porosidad, saturación de agua, permeabilidad, contactos o límites físicos e índice de Hidrocarburos) resultado de la evaluación petrofísica por Yacimiento, así mismo una breve descripción de la metodología de cálculo de las propiedades anteriormente mencionadas acordes a las características de cada Yacimiento.

Colocar una evaluación petrofísica representativa por Yacimiento.

a) Derogado

b) Derogado

c) Derogado

d) Derogado

e) Derogado

f) Derogado

g) Derogado

2.3. ...

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

b) Derogado

2.4. a 2.5. ...

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, disponible 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. Así mismo, se requiere que los archivos en formato "shape" de los mismos se encuentren en la carpeta 3 "Información Geográfica".

2.5.3. ...

3. DESCRIPCIÓN DE ALTERNATIVAS ANALIZADAS (No aplica para el caso de Asignaciones o Contratos que se encuentren en etapa de Abandono)

Describir al menos 2 alternativas analizadas incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, la estrategia de desarrollo, el perfil de producción, 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.

Derogado

...

4. ...

4.1. Determinación del Área de Extracción.

En caso de campos nuevos o modificación el Área de Extracción deberá ser propuesta por el Operador Petrolero de conformidad con lo siguiente:

a) a b). ...

...

a. a e. ...

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. Presentar un cronograma de ejecución de las actividades contempladas en la alternativa seleccionada en el que se observen los principales estudios, obras, Pozos y, en su caso, el inicio de la producción.

4.2.1. ...

4.2.2. Ductos e infraestructura (futura)

En caso de Campos nuevos o modificación 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. Se requiere que los archivos en formato "shape" de los mismos se encuentren en la carpeta 3 "Información Geográfica".

4.2.2.2. ...

4.2.3. ...

4.2.4. ...

4.2.4.1. ...

4.2.4.1.1. ...

4.2.4.1.2. Descripción de la propuesta de los Mecanismos y Puntos 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. La descripción deberá incluir el manejo y medición del agua a producir.

Para el caso de utilizar la medición multifásica, se deberá presentar la información de acuerdo con lo establecido en el artículo 24 de los LTMMH.

4.2.4.1.3. ...

4.2.4.1.4. Política de Medición.

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. ...

...

a. a i. ...

Sin demerito de lo anterior, se deberá presentar toda la información de los requisitos solicitados para la evaluación de los Mecanismos y Puntos de Medición con que se cuente al momento de la presentación de la propuesta del Plan de Desarrollo para la Extracción, y de acuerdo con lo establecido en los LTMMH.

...

a) a b). ...

4.2.4.1.6. Derogado

4.2.4.1.7. al 4.2.4.1.8. ...

4.2.5. ...

4.2.6. Aprovechamiento de gas. En caso de campos nuevos o modificación:

a) a d) ...

4.2.7. ...

4.3. ...

4.3.1. ...

...

a) a d) ...

En caso de que el Operador Petrolero no cuente con cifras de Reservas oficiales, debe proporcionar la justificación que sustente los parámetros o la variación de estos respecto de lo proporcionado en el apartado 2.2.1. Descripción petrofísica y consideraciones presentados en la tabla previamente mencionada.

4.3.2. ...

a) a d) ...

e) Explicar en el cuerpo del documento de forma breve, la información disponible de la producción y el comportamiento de la presión de cada Campo que se encuentre en el Área de Asignación o Contrato.

4.4. Tecnologías a utilizar en el plan propuesto

a) ...

b) Presentar el Programa de Recuperación Secundaria y Mejorada en cumplimiento a los Lineamientos de Recuperación Secundaria y Mejorada.

4.5. ...

...

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa de Inversiones y Presupuesto deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones y Presupuestos.

4.5.1. ...

...

a) a b) ...

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas que consideren necesarias a las tablas, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

4.5.2. ...

...

Para la revisión y análisis de la información del Presupuesto únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Programa de Trabajo.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas que consideren necesarias a las tablas, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

4.6. ...

Las siguientes premisas para el caso de los contratos de producción compartida serán las que la Comisión considerará como base para su evaluación. Los Operadores Petroleros podrán determinar y utilizar premisas diferentes a las aquí establecidas, debiendo en tal caso justificar su determinación.

a) a b) ...

c) Tener en cuenta que las siguientes premisas, serán las que la Comisión considerará como referencia para el análisis. Sin embargo, los Operadores Petroleros podrán determinar y utilizar premisas diferentes a las aquí establecidas, debiendo en tal caso justificar su determinación.

i. a v. ...

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 MP y su instructivo, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo.

Así mismo deberá adjuntarse el documento que integre únicamente 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.

Tabla II.2. Inventario Pozos

ANEXO III

...

OBJETO.

...

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.

...

Carpeta 1 a Carpeta 4 ...

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

I.A. PROGRAMA DE TRANSICIÓN.

...

2. ...

2.1. a 2.5. ...

2.5.1. Pozos perforados.

Presentar la información de los Pozos perforados a la fecha de presentación del Programa de Transición, de conformidad con lo solicitado en las Tabla III.2. Inventario Pozos, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

2.5.2. a 2.5.3 ...

3. ...

3.1. ...

3.1.1. a 3.1.3. ...

3.1.4. Medición.

Presentar lo relativo al Punto de Medición provisional, de acuerdo con lo establecido en el artículo 42 Bis del Lineamiento Técnico en Materia de Medición de Hidrocarburos.

3.1.5. a 3.1.7. ....

3.2 a 3.3. ...

3.4. ...

...

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte de la Tabla III.23. Programa Inversiones Programa Transición deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

I.B. PROGRAMA DE TRANSICIÓN DERIVADO DEL INFORME DE EVALUACIÓN.

3. ...

3.1. ...

3.1.1. a 3.1.3. ...

3.1.4. Medición.

Presentar lo relativo al Punto de Medición provisional, de acuerdo con lo establecido en el artículo 42 Bis del Lineamiento Técnico en Materia de Medición de Hidrocarburos.

3.1.5. a 3.1.7. ....

3.2 a 3.3. ...

3.4. ...

...

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte de la Tabla III.44. Programa Inversiones Producción Temprana, deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

I.C. PROGRAMA DE TRANSICIÓN DERIVADO DEL INFORME DE EVALUACIÓN INICIAL.

En el supuesto previsto en el artículo 65 Bis de los Lineamientos, el Programa de Transición deberá presentarse en el formato APT y deberá incluir los siguientes aspectos en el orden señalado:

1. Resumen ejecutivo;

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

3. Programa de Transición.

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

1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1. Objetivo;

1.1.1. Volumen estimado por recuperar de aceite y gas, en su caso, o de gas;

1.2. Alcance;

1.2.1. Actividades a realizar;

1.2.2. Inversiones en dólares de los Estados Unidos de América;

1.2.3. Gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América, y

1.2.4. 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. La representación de la(s) condición(es) superficiales en las que se identifiquen entre otras características: las instalaciones superficiales (Pozos, ductos, líneas de descarga, baterías, separadores, etc.), rasgos topográficos, vías de acceso, cuerpos de agua (si los hay), Zonas de Salvaguarda, poblaciones, división estatal y municipal o algún otro elemento geográfico que se considere importante.

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

2.1. Interpretación sísmica y configuración estructural

Incluir mapas en profundidad o en tiempo y secciones estructurales que incluyan los Pozos perforados en el Área de Asignación o Contractual.

2.2. Geología

Describir los siguientes aspectos:

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

ii. Los antecedentes geológico-petroleros de la cuenca;

iii. La columna geológica del Área;

iv. El modelo sedimentológico y su distribución, y

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

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;

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 modelos utilizados para la variación lateral de los parámetros petrofísicos;

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 ésta, y

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

2.3. Fluidos

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 III.45. Información Técnica Yacimientos Preparatorio para la Extracción, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

2.5. Descripción de la infraestructura actual

Describir Pozos e instalaciones actuales, incluyendo, ductos (longitud, diámetro, origen y destino) e instalaciones (capacidad de separadores y compresores, bombeo y transporte) para el manejo de los fluidos dentro del Área de Asignación o Contractual y, de ser el caso, aquella que se encuentre por fuera de ésta y que será utilizada por el Operador Petrolero.

2.5.1. Pozos perforados

Presentar la información de los Pozos perforados a la fecha de presentación del Programa de Transición, de conformidad con lo solicitado en las Tabla III.46. Inventario Pozos Preparatorio para la Extracción, disponible 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 III.48. Inventario Ductos Preparatorio para la Extracción, 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 Tablas III.49. Inventario Plataformas Preparatorio para la Extracción; III.50. Inventario Baterías Separación Preparatorio para la Extracción; III.51. Inventario Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Preparatorio para la Extracción; III.52. Inventario Complejo Procesador y Terminal de Distribución Preparatorio para la Extracción y III.53. Inventario Otra Infraestructura Preparatorio para la Extracción, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx.

3. PROGRAMA DE TRANSICIÓN

3.1. Actividades del Programa de Transición

Describir las actividades consideradas para el Programa de Transición. Incluir, además, un cronograma de ejecución de dichas actividades en el que se observen los principales estudios, obras y Pozos.

3.1.1. Pozos por perforar

a) Completar, para cada uno de los Pozos tipo considerados en el Programa de Transición, la Tabla III.54. Pozos Preparatorio para la Extracción, 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 Programa de Transición, así como el espaciamiento de los mismos que deberá encontrarse dentro del volumen recuperable de Hidrocarburos asociado al Descubrimiento. Lo anterior deberá estar de acuerdo con la formación o formaciones productoras documentadas en el Informe de Evaluación Inicial asociadas al Pozo descubridor, delimitador o existentes. Los Pozos propuestos deberán tener como objetivo, continuar con la evaluación y/o la Producción Temprana de Hidrocarburos, además de permitir al Operador Petrolero sustentar la presentación de un Plan de Desarrollo para la Extracción;

d) Presentar el cronograma de perforación de los Pozos considerados en el Programa de Transición, de conformidad con la Tabla III.55. Cronograma Perforación Preparatorio para la Extracción, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y

e) Presentar las intervenciones a Pozos consideradas en el Programa de Transición, clasificadas como reparaciones mayores con o sin equipo y reparaciones menores con o sin equipo. Incluir el costo promedio de cada una de las reparaciones consideradas y la calendarización de las mismas.

3.1.2. Ductos e infraestructura

Describir la filosofía de operación del Área de Asignación o Contractual para el manejo de los fluidos a producir desde el Pozo hasta el Punto de Medición Fiscal. Lo anterior, con base en la infraestructura y ductos planeados a construir durante la ejecución del Programa de Transición, mismos que serán presentados a través de los siguientes formatos:

3.1.2.1. Ductos

Presentar la información de los ductos que serán construidos al amparo del Programa de Transición de conformidad con la Tabla III.56. Ductos Preparatorio para la Extracción, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

3.1.2.2. Infraestructura

a) Presentar la información de la infraestructura que será construida al amparo del Programa de Transición mediante las Tablas III.57. Plataformas Preparatorio para la Extracción; III.58. Baterías Separación Preparatorio para la Extracción; III.59. Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Preparatorio para la Extracción; III.60. Complejo Procesador y Terminal de Distribución Preparatorio para la Extracción y III.61. Otra Infraestructura Preparatorio para la Extracción, disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx, y

b) Describir aquella infraestructura que se encuentre fuera del Área de Asignación o Contractual y que el Operador Petrolero tenga considerado utilizar.

3.1.3. Toma de información

Describir las actividades de toma de información consideradas en el Programa de Transición, mediante la Tabla III.62. Estudios Toma Información Preparatorio para la Extracción, 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) 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.

3.1.4. Medición

Presentar lo relativo al Punto de Medición provisional, de acuerdo con lo establecido en el artículo 42 Bis del Lineamiento Técnico en Materia de Medición de Hidrocarburos.

3.1.5. Comercialización de la Producción:

a) Pronósticos y especificaciones de calidad de cada uno de los Hidrocarburos a ser comercializados (Petróleo, gas y condensado);

b) Describir la estrategia comercial de los Hidrocarburos disponibles para la venta, por tipo de Hidrocarburo (Petróleo, gas y condensado);

c) Descripción y ubicación del o los puntos de venta por tipo de Hidrocarburo;

d) Mecanismos para la determinación del precio de venta por tipo de Hidrocarburo;

e) Descripción de los costos necesarios observados de Transporte, Almacenamiento, logística y todos los demás costos incurridos para el traslado y comercialización de Hidrocarburos entre el Punto de Medición y el punto de venta, 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.

3.1.6. Aprovechamiento de gas:

a) Describir las instalaciones existentes o, en su caso, las que se considera construir como parte del Programa de Transición con el fin de aprovechar el gas producido en el Área 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 de aprovechamiento de gas durante el Programa de Transición, acompañado del cronograma de actividades e inversiones asociadas, para dar cumplimiento a la meta de 98% de conformidad con las Disposiciones y mediante la Tabla III.63. Aprovechamiento Gas Preparatorio para la Extracción, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y

d) Presentar los volúmenes mensuales estimados que serán usados por el Operador Petrolero como Hidrocarburos de autoconsumo en actividades petroleras de extracción de recuperación secundaria y mejorada, como combustible, para inyección o para alimentar un sistema artificial de producción. Justificar dichos volúmenes con la información que detalle el proceso en el cual serán utilizados.

3.1.7. Abandono y desmantelamiento

a) Presentar, en su caso, el cronograma de todas las actividades consideradas para el taponamiento definitivo de Pozos, restauración, remediación y en su caso, compensación ambiental, desinstalación de maquinaria y equipo, y entrega ordenada y libre de escombros y desperdicios del Área de Asignación o Contractual, de conformidad con la Tabla III.64. Cronograma Abandono Preparatorio para la Extracción, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;

b) Señalar los estándares y procedimientos que serán utilizados para todas las actividades de Abandono consideradas y la razón de la selección de éstos, conforme a las Mejores Prácticas de la Industria y la Normativa Aplicable, y

c) Indicar el detalle de los montos de asociados al fondeo de las actividades de manera anual, de conformidad con la Tabla III.65. Costos Abandono Preparatorio para la Extracción, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

3.2. Producción

a) Presentar los pronósticos de producción de los Hidrocarburos y del agua en el Área de Asignación o Contractual, de acuerdo con la Tabla III.66. Pronóstico Preparatorio para la Extracción, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;

b) Describir la metodología de cálculo de los pronósticos de producción asociados a la alternativa seleccionada para aceite, gas, agua y en su caso, condensado;

c) Presentar el cálculo de producción de aceite para evitar o, en su caso, diferir la irrupción de gas o agua. Describir el método utilizado para dicho cálculo;

d) Presentar las acciones que serán realizadas para el Operador Petrolero para la correcta administración de Yacimientos, enfocadas hacia la máxima recuperación de los Hidrocarburos

contenidos en éstos, y

e) Tener en cuenta las siguientes consideraciones:

i. Los datos deberán ser presentados en forma mensual;

ii. La información deberá estar referida al Campo, al Yacimiento y a los Pozos, y

iii. Presentar a nivel Yacimiento, la producción base e incremental por terminaciones y reparaciones mayores de extracción.

3.3. Combinación tecnológica para el Programa de Transición propuesto

Presentar una matriz con las principales tecnologías, sin incumplir los derechos de propiedad intelectual, que serán utilizadas en la ejecución del Programa de Transición, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, tecnologías de caracterización de Yacimientos, tanto estática como dinámica, perforación y terminación de Pozos, deshidratación, separación, medición, aseguramiento de flujo, recuperación avanzada.

3.4. Programa de Inversiones

Presentar el desglose de la inversión programada, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y sub-tarea, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de éstos. Las inversiones se deben presentar mensualizadas para la totalidad del periodo de transición y deben estar expresadas en dólares de los Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla III.67. Programa Inversiones Preparatorio para la Extracción, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

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

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

Apartado I.A.

Tabla III.2. Inventario Pozos

Apartado I.C

Tabla III.45. Información Técnica Yacimientos Preparatorio para la Extracción

Tabla III.46. Inventario Pozos Preparatorio para la Extracción

Tabla III.48. Inventario Ductos Preparatorio para la Extracción

Tabla III.49. Inventario Plataformas Preparatorio para la Extracción

Tabla III.50. Inventario Baterías Separación Preparatorio para la Extracción

Tabla III.51. Inventario Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Preparatorio para la Extracción

Tabla III.52. Inventario Complejo Procesador y Terminal de Distribución Preparatorio para la Extracción

Tabla III.53. Inventario Otra Infraestructura Preparatorio para la Extracción

Tabla III.54. Pozos Preparatorio para la Extracción

Tabla III.55. Cronograma Perforación Preparatorio para la Extracción

Tabla III.56. Ductos Preparatorio para la Extracción

Tabla III.57. Plataformas Preparatorio para la Extracción

Tabla III.58. Baterías Separación Preparatorio para la Extracción

Tabla III.59. Centrales, Bombas, Tanques, Estaciones y Plantas Preparatorio para la Extracción

Tabla III.60. Complejo Procesador y Terminal de Distribución Preparatorio para la Extracción

Tabla III.61. Otra Infraestructura Preparatorio para la Extracción

Tabla III.62. Estudios Toma Información Preparatorio para la Extracción

Tabla III.63. Aprovechamiento Gas Preparatorio para la Extracción

Tabla III.64. Cronograma Abandono Preparatorio para la Extracción

Tabla III.65. Costos Abandono Preparatorio para la Extracción

Tabla III.66. Pronóstico Preparatorio para la Extracción

Tabla III.67. Programa Inversiones Preparatorio para la Extracción

Detalle

N/A

Parte 1 de 4

Numero de Contrato/Asignación:

Operador:

Nombre del Área Contractual/Bloque/Asignación:

Inversión

Fecha Presentación:

Gasto
Operativo

Gastos excluidos del cálculo de contenido nacional. Se reitera que, según lo establecido en la Metodología, no son acreditables para Contenido Nacional los gastos en: servicios
financieros, servicios en medios masivos, servicios de alojamiento temporal y de preparación de alimentos y bebidas, servicios financieros y de seguros, servicios de esparcimiento
culturales y deportivos, y otros servicios recreativos, servicios personales, servicios de asociaciones y organizaciones, determinados en los sectores o subsectores del Sistema de
Clasificación Industrial de América del Norte. Asímismo 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.

id_Activida
d petrolera

Actividad
petrolera

id_Sub-
actividad
petrolera

Sub-actividad
petrolera

id_Tarea

Tarea

id_Sub-
tarea

Descripción

Costo
considerado a
ser elegible
(Sí / No)

Area

Campo*

Yacimiento*

Pozo

Inversión o
Gasto
Operativo

Mano de Obra ($)

Bienes ($)

Servicios ($)

Capacitación ($)

Transferencia
de Tecnologia

Infraestructura
(Social)

Contenido
Nacional

Extranjero

Contenido
Nacional

Extranjero

Contenido
Nacional

Extranjero

Contenido
Nacional

Extranjero

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

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

Parte 3 de 4

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

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

Parte 4 de 4

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

#¡REF!

N/A

Contenido Nacional

Gastos excluidos del Cálculo de Contenido Nacional

N/A

Total contabilizable para contenido nacional

#¡REF!

N/A

Monto de gasto total por etapa

#¡REF!

N/A

Porcentaje de contenido nacional (por etapa)

#¡DIV/0!

ANEXO IV

...

APARTADO A.

...

OBJETO DEL APARTADO

...

I. a VI. ...

...

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

...

Carpeta 1 a Carpeta 5 - ...

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

...

...

I. PLAN DE EXPLORACIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

9. ...

...

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa de Inversiones y Presupuesto deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones y Presupuestos.

9.1. ...

...

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

9.2. ...

...

Para la revisión y análisis de la información del Presupuesto únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Programa de Trabajo.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

I.A MODIFICACIONES AL PLAN DE EXPLORACIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES

Cuando ocurra alguno de los supuestos previstos en el artículo 76 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión el formato MP y su instructivo, acreditando el pago del

aprovechamiento respectivo.

...

II. PROGRAMA PILOTO

4. ...

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

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa de Inversiones y Presupuesto deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones y Presupuestos.

4.1. ...

....

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

4.2. ...

...

Para la revisión y análisis de la información del Presupuesto únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Programa de Trabajo.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

II.A. MODIFICACIONES AL PROGRAMA PILOTO

Cuando ocurra alguno de los supuestos previstos en el artículo 85 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán presentar a la Comisión el formato PP y su instructivo, acreditado el pago del aprovechamiento respectivo.

...

V. INFORME DE EVALUACIÓN

...

1. a 7. ...

Asimismo, se deberá acreditar el pago del aprovechamiento respectivo.

...

APARTADO B.

...

OBJETO.

...

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.

...

Carpeta 1.- a Carpeta 4 - ...

Asimismo, se deberá acreditar el pago del aprovechamiento respectivo.

I. PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES.

2. ...

2.1. a 2.4. ...

2.5. ...

2.5.1. Pozos perforados.

Presentar la información de los Pozos perforados a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, de conformidad con lo solicitado en las Tabla IV.11. Inventario Pozos No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

2.5.2. a 2.5.3. ...

4. ...

4.1. a 4.4. ...

4.5. ...

...

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa de Inversiones y Presupuesto deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones y Presupuestos.

4.5.1. ...

...

a) a b) ...

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

4.6. ...

II. MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN DE YACIMIENTOS NO
CONVENCIONALES

Cuando ocurra alguno de los supuestos previstos en el artículo 97 de los Lineamientos, los Operadores

Petroleros deberán presentar a la Comisión el formato MP y su instructivo, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo.

...

APARTADO C.

...

OBJETO.

...

FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN.

...

Carpeta 1 a Carpeta 4 - ...

Asimismo, se deberá acreditar el pago de aprovechamientos respectivo.

I. PROGRAMA DE TRANSICIÓN.

2. ...

2.1. a 2.4. ...

2.5. ...

2.5.1. Pozos perforados.

Presentar la información de los Pozos perforados a la fecha de presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción de Yacimientos No Convencionales, de conformidad con lo solicitado en la Tabla IV.38. Inventario Pozos Programa Transición No Convencionales, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

2.5.2. a 2.5.3. ...

3. ...

3.1. a 3.3. ...

3.4. ...

...

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte de la Tabla IV.59. Inversiones Programa Transición No Convencionales deberán corresponder a las erogaciones para el desarrollo de las Actividades Petroleras dentro del Área de Asignación o Contractual correspondiente. En su caso, se podrán incluir pagos o ingresos por la compra de bienes, servicios o uso de infraestructura compartida, siempre que éstos se identifiquen claramente dentro del Programa de Inversiones.

Los Operadores Petroleros podrán agregar las filas a los formatos que consideren necesarias, con la finalidad de que la información contenga el detalle necesario para su análisis.

Tablas Anexo IV.

Tabla IV.11. Inventario Pozos No Convencionales