ACUERDO CNH.E.20.13/2023 POR EL CUAL SE EMITEN, ABROGAN, DEROGAN Y MODIFICAN DIVERSAS DISPOSICIONES EN MATERIA DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DE HIDROCARBUROS

AGUSTÍN DÍAZ LASTRA, NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO, HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ Y SALVADOR ORTUÑO ARZATE, Comisionado Presidente y Comisionados de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con fundamento en los artículos 25, párrafo quinto, 27, párrafo séptimo y 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, fracción I, 3, 5, 10, 22, fracciones I, II, III, VIII, IX, X y XXVI, incisos a), e) y f), 38, fracciones I y III, 39, y 40 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 2, 3, 4, 5, párrafo primero, 7, fracciones II y III, 19, fracción II, 31, fracciones VI, VIII y XII, 32, 33, 35, 36, 37, 38, 39, 40, 43, fracción I, incisos b), c), e), f), h), i), j), k) y último párrafo, 44, 85, fracciones II, III y IV y 89 de la Ley de Hidrocarburos; 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos; 10, fracción I, 12, 13, fracciones V, inciso a) y XI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y

CONSIDERANDO

Que, de conformidad con los artículos 43, fracción I de Ley de Hidrocarburos y 22, fracción II de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, corresponde a la Comisión Nacional de Hidrocarburos emitir la regulación respecto a las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, entre otras actividades relacionadas con el ámbito de su competencia.

Que, en particular la Comisión Nacional de Hidrocarburos se encuentra facultada para expedir regulación en materia de aprovechamiento del gas natural, cuantificación y certificación de reservas de la nación, medición de hidrocarburos, perforación de pozos, elaboración de planes de exploración y extracción de hidrocarburos, recuperación secundaria y mejorada, así como del uso y entrega de información al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, entre otros.

Lo anterior, de conformidad con los artículos, 7, fracción III, 31, fracción VIII, 32, 33, 35, 36, 37, 43, fracción I, incisos b) c), e), f), h), i), j), k), II, inciso b), 44 de la Ley de Hidrocarburos y 4, 22, fracción II, 38, fracciones I y III, 39, fracciones II, VI y VII y 40 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

Que, con base en el mandato legal, la Comisión Nacional de Hidrocarburos ha emitido las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 7 de enero de 2016 y sus modificaciones publicadas del 10 de marzo de 2020 y 23 de junio de 2022.

Que, el Órgano de Gobierno de la Comisión aprobó los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de Reservas de la Nación, publicados en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2017 y sus reformas del 16 de julio de 2019 y 31 de mayo de 2022.

Que, es obligación de los asignatarios y contratistas contar con mecanismos de medición en sus actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, incluyendo el gas natural contenido en la veta de carbón mineral y producido por la misma, por lo que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emitió el 29 de septiembre de 2015 los Lineamientos técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos y sus reformas del 11 de febrero de 2016, 2 de agosto de 2016, 11 de diciembre de 2017 y 23 de febrero de 2021.

Que el artículo 36 de la Ley de Hidrocarburos de manera expresa establece la facultad de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para autorizar a los asignatarios y contratistas sus solicitudes de perforación de pozos, por lo que el 14 de octubre de 2016 fueron publicados en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos de Perforación de Pozos y su reforma del 28 de noviembre de 2017.

Que, conforme al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, la Comisión Nacional de Hidrocarburos tiene la facultad para emitir un dictamen técnico respecto a los planes de exploración y de desarrollo para la extracción que le sean presentados por los asignatarios o contratistas, según corresponda, por lo que el 12 de abril de 2019 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos y sus posteriores reformas del 31 de marzo de 2021 y 20 de agosto de 2021.

Que, es atribución de la Comisión Nacional de Hidrocarburos el establecimiento de estándares técnicos y operativos para maximizar el factor de recuperación de hidrocarburos, de conformidad con el artículo 43, fracción I, inciso j) de la Ley de Hidrocarburos, por lo que el 22 de noviembre de 2018 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos técnicos en materia de Recuperación Secundaria y Mejorada.

Que, el 2 de agosto de 2019 fueron publicados en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos para el Uso y entrega de Información al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, así como la reforma a dichos Lineamientos publicada el 12 de diciembre de 2022 en el mismo medio oficial.

Que el último párrafo del artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos y 39, fracción II de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, establece que la Comisión ejercerá sus funciones, procurando elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo y de gas natural en el largo plazo y considerando la viabilidad económica de la exploración y extracción de hidrocarburos en el área de asignación o del área contractual, así como su sustentabilidad.

Que, el artículo 39, fracciones V y VI de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética establecen que la Comisión Nacional de Hidrocarburos ejercerá sus funciones, procurando que los procesos administrativos a su cargo, respecto de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, se realicen con apego a los principios de transparencia, honradez, certeza, legalidad, objetividad, imparcialidad, eficacia y eficiencia, así como promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país.

Que, en el marco de la revisión continua de la regulación vigente, la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en cumplimiento a lo establecido en la Ley General de Mejora Regulatoria, sometió a una evaluación ex post los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, resultando que, además de la identificación de posibles mejoras por parte de diversos interesados, la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria recomendó entre las principales acciones a implementar en los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, lo siguiente: i] reducción de la carga administrativa mediante la eliminación o unificación de trámites que se solventan mediante la presentación de información de otros, ii] creación, adecuación y actualización de formatos para la presentación de información, iii] ampliación del plazo de atención para la modificación de los programas de trabajo y presupuesto correspondiente a los contratos con recuperación de costos y iv] Identificar áreas de mejora en los plazos y procedimientos que llevan a cabo los regulados.

Que, de la revisión los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos y analizado la importancia de su alcance, así como de la experiencia en su implementación, se identificaron áreas de oportunidad en los procesos que nos solo refieren a la aprobación del dictamen técnico de los planes de exploración y extracción, pues como el propio artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos determina, dicho dictamen debe contener la observancia de las mejores prácticas a nivel internacional para la evaluación del potencial de hidrocarburos, la incorporación de la delimitación del área sujeta a la asignación o al contrato para la exploración y extracción, así como la tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento del gas natural y los mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos.

De manera que el dictamen técnico contiene las actividades que se desarrollarán para el cumplimiento de los objetivos y se correlacionan con el cumplimiento de las obligaciones de otras disposiciones regulatorias, como las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de Reservas de la Nación, los Lineamientos técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos, los Lineamientos de Perforación de Pozos, los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, y los Lineamientos técnicos en materia de Recuperación Secundaria y Mejorada.

Que, por lo anterior, el presente Acuerdo modifica, adiciona y deroga, diversos enunciados normativos en distintos instrumentos regulatorios, además abroga disposiciones vigentes y en su lugar emite nuevas, con el objetivo de emplear la simplificación administrativa como instrumento para lograr una mayor eficiencia en el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.

Lo anterior, a través de la expedición de un Acuerdo que, de manera transversal y armónica con sus procesos, permita la extinción o modificación de diversas obligaciones a cargo de los regulados que, a la fecha, se traducen en requisitos o trámites respecto de los cuales la Comisión Nacional de Hidrocarburos ya se allega o puede allegarse por otras vías.

Que, las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos se consideran de interés social y orden público y deberán realizarse observando las mejores prácticas de la industria tanto nacional como internacional, procurando la eficiencia y continuidad operativa en la ejecución de los proyectos.

Que, el artículo 36 de la Ley de Hidrocarburos de manera expresa, establece la facultad de la Comisión para autorizar a los asignatarios y contratistas sus solicitudes de perforación de pozos petroleros, para tal efecto, la Comisión estima de la mayor relevancia establecer y supervisar los lineamientos aplicables en materia de diseño, construcción del pozo, terminación, seguimiento de la integridad, mantenimiento -sea este predictivo, preventivo o correctivo- y taponamiento temporal o permanente de este.

Que, de la revisión de los Lineamientos de Perforación de Pozos y con el objeto de brindar certeza jurídica a los interesados respecto del cumplimiento de sus obligaciones, resulta necesario contar con una nueva regulación que permita identificar con mayor claridad los requisitos que deberá entregar el operador petrolero en sus solicitudes de autorización, avisos, notificaciones e informes.

Que con base en su mandato legal, la Comisión Nacional de Hidrocarburos incorpora dentro de su proceso de dictamen para la aprobación de los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, el programa para el aprovechamiento de gas natural, lo anterior, de conformidad con el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos buscando la maximización del valor del gas natural, por lo que, del análisis realizado y la correlación que existe con las actividades en los planes de exploración o de desarrollo es necesario emitir una nueva regulación que permita establecer las directrices para el aprovechamiento y maximización del valor del gas natural.

Que, de conformidad con lo previsto en los artículos 43, fracción I, inciso j) de la Ley de Hidrocarburos y 39, fracción II de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la Comisión ejercerá sus funciones, procurando elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo y de gas natural en el largo plazo y considerando la viabilidad económica de la exploración y extracción de hidrocarburos en el área de asignación o del área contractual, así como su sustentabilidad, emitiendo la regulación que incluya los estándares técnicos y operativos para maximizar el factor de recuperación.

Que, para lograr la maximización del factor de recuperación de los hidrocarburos, los operadores petroleros deberán elaborar y presentar un programa de recuperación secundaria o mejorada, con el cual se evalúan estos procesos, de conformidad con las disposiciones establecidas en la normativa.

Que del análisis realizado y dado que el programa de recuperación secundaria o mejorada forma parte de las actividades relacionadas con los planes de desarrollo para la extracción, y dado que es considerado una actividad de extracción conforme a la fracción XV del artículo 4 de la Ley de Hidrocarburos, se considera que es necesario abrogar los lineamientos vigentes e integrar el análisis y aprobación de dichas actividades dentro del propio plan de desarrollo para la extracción, integrándose su viabilidad, aprobación y supervisión.

Que, los artículos 32, primer y segundo párrafos y 35 de la Ley de Hidrocarburos establecen que pertenece a la Nación la información geológica, geofísica, petrofísica, petroquímica y, en general, la que se obtenga o se haya obtenido de las actividades de reconocimiento y exploración superficial, así como de exploración y extracción de hidrocarburos, llevadas a cabo por cualquier persona o empresa productiva del Estado y esta información deberá ser acopiada, resguardada, administrada, actualizada y publicada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos a través del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.

Que, derivado de la administración de la información generada por las actividades de reconocimiento y exploración superficial, así como por la exploración y extracción de hidrocarburos, y con el objeto de hacer más eficiente el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país, se homologan los plazos para la entrega de información que generen los operadores petroleros a la Comisión derivado de las autorizaciones, avisos, construcción y el abandono en materia de pozos.

Que en virtud de lo expuesto y con base al mandato legal conferido de este Órgano Regulador Coordinado en Materia Energética, el Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite el Acuerdo CNH.E.20.13/2023 por el cual se emiten, abrogan, derogan y modifican diversas disposiciones en materia de exploración y extracción de hidrocarburos.

ARTÍCULO PRIMERO: Se MODIFICAN los artículos: 1, fracciones IV, V y último párrafo; 2, párrafo quinto; 3, fracciones II, VI, XII, XIII, XIX y XXX; 11, párrafo segundo y sus fracciones I y III; 16; 17, párrafo primero; 19, fracción V; 20, fracciones I, II, IV y V; 22, párrafo primero; 23; 24, último párrafo; Denominación del Capítulo III del Título Segundo , para quedar como “De los Programas de Trabajo, Operativo Anual, cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, de capacitación, transferencia de tecnología y el Presupuesto”; 27, párrafos primero, segundo, ahora tercero, tercero, ahora cuarto y cuarto, ahora quinto y fracciones I y II; 28, párrafos primero, segundo y último; 29; 30; 31, párrafo primero y fracción I; 32; 33, párrafos primero, último y fracciones I y II; 34, párrafo primero y fracción II; 35; 36, párrafos primero y último; 37; 38; 40, fracción III; 41, párrafo primero y sus fracciones III y IV y segundo párrafo; 42, último párrafo; 43; 44, párrafo primero; 45, párrafo primero y tercero, ahora cuarto; 46; 47, párrafo primero; 50, párrafos primero y tercero; 51, párrafos tercero y cuarto; 53; 55, párrafos primero, último y fracciones I y II; 55 Bis, fracción II; 56, párrafos primero y tercero; 59, fracciones I, II y IV; Capítulo II del Título Cuarto, “De la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción”, pasa a ser el Capítulo III del Título Cuarto; 62, párrafo primero y fracciones III, VII y VIII; Capítulo III del Título Cuarto, “Del Programa de Transición”, pasa a ser el Capítulo IV del Título Cuarto; 63, fracciones I y II; 64; 65, párrafo primero; 65 Bis, párrafo primero; 69, inciso b) de la fracción III; 71, párrafo primero; 72, párrafos tercero, cuarto, ahora quinto, y fracción I; 76, párrafo segundo, fracciones II, y fracción III, párrafo segundo; 77, último párrafo; 78; 79, primer párrafo; 81; 82, párrafo primero; 85, párrafos primero, segundo y fracción II; 88; 94, fracción II; 97, fracciones V y VI; 98; 100, párrafo segundo y fracción I y su letra c); 102, los incisos del a) al g); 103, fracción I y II; los formatos AP Aprobación del Plan; MP Modificación al Plan; PTP Aprobación del Programa de Trabajo y Presupuesto y sus tablas Tabla de Presupuesto Plan de Exploración y Plan de Desarrollo para la Extracción, Tabla Actividades, Tabla Producción y Tabla de Información del Fideicomiso de Abandono; MPTP Modificación Plan de Trabajo y Presupuesto; PE Programa de Evaluación; APT Aprobación o modificación del Programa de Transición; ND Notificación de Descubrimiento; DDC Declaración de Descubrimiento Comercial; IE Informe de evaluación, POA-AR Aprobación del Programa Operativo Anual , SPA-EXP Seguimiento bimestral de Planes de Exploración, Programas de Evaluación o Programas Piloto asociados a Asignaciones de Exploración, SPA-EXT Seguimiento bimestral de Planes de Desarrollo para la Extracción de Asignaciones; se ADICIONAN los artículos: 2, último párrafo; 3, fracciones, XIII Bis, XVI Ter, XXXI Bis, XXXVII Bis, XXXVII Ter, y XXXVII Quáter; 14, párrafo tercero; 22, párrafos segundo y tercero; 27, párrafo segundo, recorriéndose los subsecuentes, Incisos a) y b) a la fracción I, incisos a) y b) a la fracción II ; 29, párrafo segundo; 31, fracción III; 32 Bis; 35, fracciones I y II; 38 Bis; 38 Ter; 39, párrafo tercero, recorriendo los subsecuentes; 45, párrafo tercero recorriendo los subsecuentes; 50, párrafo cuarto, fracción III Bis e incisos a) y b) al párrafo tercero; 50 Bis; 51, párrafo quinto, recorriendo los subsecuentes; 57, párrafo segundo, recorriendo los subsecuentes; 58, párrafo tercero; Capítulo II del Título Cuarto, “De la Recuperación Secundaria o Mejorada”, recorriendo los subsecuentes en su orden; 61 Bis; 61 Ter; 61 Quáter; 62, fracción VII Bis; 65 Ter; 72, párrafo cuarto, recorriendo los subsecuentes; 76, tercer párrafo de la fracción III e incisos a) y b) al segundo párrafo; 85, fracción III Bis e incisos a) y b) al párrafo segundo; 85 Bis; 100, fracción III y IV; 103 , letras a. y b. a la fracción I; los formatos TRSM, Informe Trimestral Recuperación Secundaria o Mejorada y su Tabla Indicadores RSyM, formato APCN, Actualización de programas del contenido nacional, capacitación y transferencia de tecnología y su Tabla comparativa programa de contenido nacional; la Tabla Cronograma Actividades del formato PTP; la Tabla CTR;las tablas del Anexo I, I.1., I.2., I.3., I.4., I.5., I.6., I.7., I.8., I.9. y I.10; las tablas del Anexo II, II.1., II.2., II.3., II.4., II.5., II.6., II.7., II.8., II.9., II.10., II.11; y las tablas del Anexo III, III.1., III.2., III.3., III.4., III.5; y párrafos tercero y cuarto del Octavo Transitorio de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos publicados el 12 de abril de 2019 en el Diario Oficial de la Federación, asi como el Anexo I, Anexo II y Anexo III; se DEROGAN los artículos: 3, fracción XXXIII; 11, fracción II del párrafo segundo; 27, fracción III y último párrafo; 28, párrafos cuarto, quinto y sexto; 31, fracción II; 33, fracción III; 55, fracción III; 55 Bis, párrafo último; 62, fracciones II, V y VI; 103, letras A y B de la fracción II; los formatos PAA-EXP Aviso del Programa de Trabajo y Presupuesto de Planes de Exploración de Asignaciones y sus tablas Tabla de Programa de Trabajo en Asignaciones de Exploración y Tabla de Programa de Inversión en Asignaciones de Exploración; PAA-EXT Aviso del Programa de Trabajo y Presupuesto de Planes de Desarrollo para la Extracción de Asignaciones y sus tablas Tabla de Programa de Trabajo en Asignaciones de Extracción y Tabla de Programa de Presupuesto en Asignaciones de Extracción; las tablas del Anexo I, I.1., I.2., I.3., I.4., I.5., I.6., I.7., I.8., I.9. y I.10.; las tablas del Anexo II, II.1., II.2., II.3., II.4., II.5., II.6., II.7., II.8., II.9., II.10., II.11., II.12., II.13., II.14., II.15., II.16., II.17., II.18., II.19., II.20., II.21., II.22., II.23., II.24., II.25., II.26., II.27., II.28. y II.29.; las tablas del Anexo III, III.1., III.2., III.3, III.4., III.5., III.6., II.7., III.8., III.9., III.10., III.11., III.12., III.13., III.14., III.15., III.16., III.17., III.18., III.19., III.20., III.21., III.22., III.23., III.24., III.25., III.26., III.27., II.28., III.29., III.30., III.31., III.32., III.33., III.34., III.35., III.36., III.37., III.38., III.39., III.40., III.41., III.42., III.43. , III.44., III.45., III.46., III.48., III.49., III.50., III.51. , III.52., III.53., III.54., III.55., III.56., III.57., III.58., III.59., III.60., III.61., III.62., III.63., III.64., III.65., III.66. y III.67; así como el Anexo I, Anexo II y Anexo III de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, para quedar como sigue:

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

Artículo 1. ...

...

...

I. a III. ...

IV. Los elementos técnico-económicos que deberán contener los Programas de Trabajo, Operativo Anual, de Evaluación, Piloto y de Transición, así como el Presupuesto;

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

VI. ...

Los elementos y criterios para la evaluación de los programas de aprovechamiento de Gas Natural en yacimientos de aceite, así como de gas y condensado, y 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. ...

...

...

...

Los asuntos que no tengan previsto un trámite específico conforme a los Lineamientos se tramitarán conforme a lo dispuesto en la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

En casos excepcionales en los Lineamientos se podrán adoptar las medidas de emergencia que la Comisión considere necesarias para salvaguardar las bases establecidas en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

Artículo 3. ...

I. ...

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

III. a V. ...

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

...

VII. a XI. ...

XII. Descubrimiento Comercial: El Descubrimiento que puede ser desarrollado y producido bajo una base comercial después de considerar factores técnicos y económicos. El término Descubrimiento Comercial aplicará también para el caso de Campos o Yacimientos previamente descubiertos;

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

XIII Bis. Estudio de Campos Análogos: Análisis comparativo entre un Campo o Yacimiento y otros con características similares, si es que éstos existen, con el objetivo de conocer su comportamiento en cuanto a la aplicación de algún proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada, para determinar la posibilidad de aplicar, el o los mismos procesos, al Campo o Yacimiento de interés;

XIV. a XVI Bis. ...

XVI Ter. Inyección Asociada a Recuperación Secundaria y Mejorada: Se refiere a la introducción de uno o más fluidos en un Yacimiento;

XVII. a XVIII. ...

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

XXIX. ...

XXX. Presupuesto: Documento en el que se detallan los costos estimados por un Contratista para la realización de las Actividades Petroleras;

XXXI. ...

XXXI Bis. Programa del Costo Total: Documento en el que se detallan los montos de las inversiones y los gastos de operación programados por un Operador Petrolero en concordancia con las actividades establecidas en un Plan, Programa de Evaluación, Programa Piloto o Programa de Transición, según resulte aplicable. Lo anterior, con independencia de la denominación que se le atribuya en una Asignación o en un Contrato;

XXXII. ...

XXXIII. Derogado;

XXXIV. a XXXVII. ...

XXXVII Bis. Prueba Piloto: Es la aplicación opcional del proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada en campo, en una zona representativa de un Yacimiento seleccionado y bajo estudio con el objeto de analizar la viabilidad de escalar el proceso en forma masiva. Estas pruebas deben permitir evaluar los riesgos e incertidumbres, al definir rangos para los parámetros considerados como críticos, en el desempeño de algún proceso de recuperación, así como otros elementos técnicos y operativos considerados clave para la implementación del proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada;

XXXVII Ter. Recuperación Mejorada: Conjunto de procesos cuyo objetivo es la recuperación de Hidrocarburos mediante la Inyección Asociada a Recuperación Secundaria y Mejorada, de fluidos que normalmente no están presentes en el Yacimiento o bien, fluidos que comúnmente están en él, pero que son inyectados en condiciones específicas, con el fin de modificar las propiedades fisicoquímicas del sistema roca-fluidos del Yacimiento;

XXXVII Quáter. Recuperación Secundaria: Proceso a través del cual se agrega energía al Yacimiento con el fin de proveer un empuje adicional y mantenimiento de presión, mediante la Inyección Asociada a Recuperación Secundaria y Mejorada de fluidos tales como gas, agua o la combinación de éstos, de manera inmiscible;

XXXVIII a XLIV. ...

Artículo 11. ...

I. a V. ...

Lo anterior, sin perjuicio de obtener la autorización u opinión de la Comisión o de las autoridades competentes según corresponda, de los siguientes programas:

I. El Programa de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, y en su caso los programas de capacitación y transferencia de tecnología, y

II. Derogado.

III. La aprobación de los programas de aprovechamiento de Gas Natural en yacimientos de aceite, así como de gas y condensado, y los Mecanismos de Medición o en su caso, puntos de medición provisional, conforme a la Normativa aplicable.

Artículo 14. ...

...

Cuando el Operador Petrolero, por más de una ocasión, remita de forma dolosa o injustificada, información o reportes falsos o incompletos, o los oculte a la Comisión, respecto de la producción, costos o cualquier otro aspecto relevante del Contrato o Asignación, se considerará causa grave para los efectos correspondientes de los artículos 10 o 20 de la Ley de Hidrocarburos.

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

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

...

...

...

Artículo 19. ...

...

I. a IV. ...

V. Análisis del cumplimiento de los criterios de evaluación, incluyendo los programas de aprovechamiento de Gas Natural en yacimientos de aceite, así como de gas y condensado, económicamente viables y los Mecanismos de Medición o en su caso, puntos de medición provisional, y

VI. ...

...

...

Artículo 20. ...

I. Programa de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, y en su caso, el programa de capacitación y de transferencia de tecnología;

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

III. ...

IV. Para los casos de los Planes de Desarrollo para la Extracción, la aprobación del Área de Extracción con la información y el nivel de detalle del Anexo II o del Anexo IV, según corresponda, y

V. La evaluación de la viabilidad técnica y en su caso, la implementación de una Prueba Piloto o un método de Recuperación Secundaria o Mejorada.

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, con la información y el nivel de detalle establecido en el Anexo respectivo.

Adicionalmente, el Contratista deberá presentar la solicitud o aviso, según corresponda, de la modificación del Programa de Trabajo y del Presupuesto, en términos de los artículos 33 y 34 de los Lineamientos.

El Operador Petrolero podrá presentar la solicitud de autorización de perforación de Pozos conforme a la Normativa, de forma simultánea a la presentación de la solicitud de modificación del Plan. Para los efectos de la autorización de la perforación se seguirán los plazos de los artículos 23 y 24 de los Lineamientos. Dicha autorización estará sujeta a la aprobación de la modificación del Plan, en caso contrario, queda a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

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 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. ...

...

...

Si derivado de la prevención se hubieren efectuado cambios al documento originalmente presentado y sus archivos de sustento, el Operador Petrolero deberá presentar la información actualizada de la propuesta de modificación del Plan para su correspondiente análisis, conforme a lo establecido en el Anexo respectivo.

Capítulo III

De los Programas de Trabajo, Operativo Anual, cumplimiento del porcentaje de Contenido Nacional, de Capacitación, Transferencia de Tecnología y el Presupuesto

Artículo 27. De la presentación del Programa de Trabajo y el Presupuesto. Los Contratistas deberán cumplir con los términos y plazos establecidos en los Contratos que correspondan para la presentación del Programa de Trabajo y el Presupuesto.

El Programa de Trabajo y el Presupuesto deberán presentarse mediante el formato PTP y su instructivo, acreditando, según corresponda, 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.

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

I. Durante la etapa de Exploración:

a) Los titulares de Contratos con recuperación de costos se apegarán a lo siguiente:

i. El primer Programa de Trabajo y el primer Presupuesto se deberán presentar con la solicitud de aprobación del Plan de Exploración. Dicho Programa de Trabajo y el Presupuesto deberán contemplar las actividades y los costos del resto del año calendario en el que se presenta el Plan de Exploración y del año calendario siguiente.

ii. El segundo y subsecuentes Programas de Trabajo y el segundo y subsecuentes Presupuestos se deberán presentar a más tardar el primer día hábil de octubre del año calendario, contemplando las actividades y los costos del siguiente año calendario.

b) Los titulares de Contratos sin recuperación de costos se apegarán a lo siguiente:

i. El primer Presupuesto se deberá presentar con la solicitud de aprobación del Plan de Exploración. Dicho Presupuesto deberá contemplar los costos del resto del año calendario en el que se presenta el Plan de Exploración y del año calendario siguiente.

ii. Los subsecuentes Presupuestos se deberán presentar a más tardar el primer día hábil de octubre del año calendario, contemplando los costos del siguiente año calendario.

II. Durante la etapa de Extracción:

a) El primer Programa de Trabajo y el primer Presupuesto deberán ser entregados por los Contratistas con la solicitud de aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción. El Programa de Trabajo y el Presupuesto deberán contemplar las actividades y los costos del resto del año calendario en el que se presenta el Plan de Desarrollo para la Extracción y del año calendario siguiente.

b) Los subsecuentes Programas de Trabajo y subsecuentes Presupuestos se deberán presentar por los Contratistas a más tardar el primer día hábil de octubre del año calendario, contemplando las actividades y los costos del siguiente año calendario.

III. Derogado.

Serán materia de aprobación los Programas de Trabajo y los Presupuestos que se encuentren asociados a Contratos con recuperación de costos, siguiendo el procedimiento establecido en los artículos 29 y 30 de los Lineamientos.

Tratándose de Contratos sin recuperación de costos, la entrega de los Programas de Trabajo y los Presupuestos será únicamente indicativa, es decir, de carácter informativo y la Comisión tomará conocimiento del Programa y el Presupuesto presentado por los Contratistas.

Derogado.

Artículo 28. Del contenido del Programa de Trabajo y del Presupuesto. Los Programas de Trabajo y los Presupuestos que presenten los Contratistas para su aprobación, deberán observar los términos establecidos en los Contratos correspondientes e incluir 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, los Contratistas deberán presentar los Programas de Trabajo y los Presupuestos de conformidad con lo dispuesto en el formato PTP y su instructivo a fin de que la Comisión tenga conocimiento, en términos del último párrafo del artículo anterior.

...

Derogado.

Derogado.

Derogado.

Asimismo, el Contratista deberá adjuntar la información relativa a las inversiones y gastos de operación, y tratándose de Contratos con recuperación de costos se deberá incluir la descripción para cada tarea, cuando así sea señalado, conforme al formato PTP y su instructivo, según corresponda.

Artículo 29. Del plazo para resolver el Programa de Trabajo y el Presupuesto. La Comisión resolverá respecto del primer Programa de Trabajo y el primer Presupuesto conforme al procedimiento y los plazos establecidos para la aprobación de los Planes.

La Comisión resolverá respecto de los subsecuentes Programas de Trabajo y los Presupuestos 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 el 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 Contratista, 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.

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

Transcurrido el plazo otorgado para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta o, recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho de los Contratistas para presentar nuevamente el Programa de Trabajo y el Presupuesto.

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

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

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

II. Derogado

III. Para los subsecuentes Programas de Trabajo y los Presupuestos asociados a Contratos con recuperación de costos, la Comisión valorará la congruencia con la ejecución de las actividades aprobadas para el ejercicio del programa anterior.

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

Artículo 32 Bis. De la presentación del Programa Operativo Anual. Los titulares de Asignaciones AR deberán cumplir con los términos y plazos establecidos en sus respectivos Títulos de Asignación para la presentación del Programa Operativo Anual.

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

A falta de plazo expresamente previsto en las Asignaciones AR, el Asignatario deberá entregar el Programa Operativo Anual a más tardar el primer día hábil del 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.

La entrega del Programa Operativo Anual es únicamente indicativa, es decir, de carácter informativo y la Comisión tomará conocimiento del programa presentado por el Asignatario.

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

I. Tratándose del Programa de Trabajo y el Presupuesto que se encuentren relacionados a un Contrato con recuperación de costos, el Contratista deberá solicitar la aprobación de la modificación de dicho Programa de Trabajo y el Presupuesto en términos de los artículos 34 a 38 de los Lineamientos, según corresponda;

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

III. Derogado.

IV. ...

En el supuesto previsto en la fracción II del presente artículo, el Operador Petrolero deberá describir las actividades que se modifican en el Programa de Trabajo y en el Presupuesto originalmente presentado.

Artículo 34. De los requisitos para solicitar la modificación del Programa de Trabajo y el Presupuesto que se encuentre relacionado a un Contrato con recuperación de costos . La solicitud de la modificación del Programa de Trabajo y el 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 el Presupuesto, con la siguiente información:

I. ...

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

Artículo 35. Del plazo para resolver la solicitud de modificación del Programa de Trabajo y el Presupuesto. La Comisión resolverá respecto de la modificación del Programa de Trabajo y el Presupuesto de conformidad con los siguientes supuestos:

I. Cuando la modificación del Programa de Trabajo y del Presupuesto no impliquen la modificación del Plan conforme a alguno de los supuestos previstos en los artículos 41, 62, 76 o 97 de los Lineamientos, según corresponda, la Comisión resolverá respecto de la modificación en un plazo no mayor a veinte días hábiles, contados a partir del día hábil siguiente a la recepción de la solicitud de modificación. Si la Comisión no resuelve la solicitud en el tiempo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable;

II. Cuando en términos del segundo párrafo del artículo 22 de los Lineamientos se presente la solicitud de modificación del Programa de Trabajo y del Presupuesto, la Comisión resolverá respecto de la modificación de conformidad con el procedimiento y los plazos establecidos para la modificación del Plan.

Artículo 36. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en la fracción I del artículo anterior, la Comisión contará con un plazo de hasta ocho 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 Contratista, 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.

...

...

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

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

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

Artículo 38 Bis. De los Programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, capacitación y transferencia de tecnología. En términos de las Asignaciones o Contratos, los Operadores Petroleros deberán presentar los Programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, de capacitación y de transferencia de tecnología para su aprobación, como parte de la presentación, y en su caso, modificación del Plan de Exploración o de Desarrollo, así como de los Programas de Evaluación, Piloto o Transición, según corresponda.

Los Programas a que se hace mención en el párrafo anterior deberán ser presentados mediante escrito libre. Para tal efecto, los Operadores Petroleros tomarán en consideración las disposiciones que, en su caso, emita la Secretaría de Economía y las autoridades en el ámbito de su competencia.

La Comisión evaluará los programas de cumplimiento de porcentaje de contenido nacional, de capacitación y de transferencia de tecnología, de conformidad con el procedimiento y los plazos establecidos para la aprobación del Plan o programa correspondiente.

Durante el procedimiento de evaluación de los programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, de capacitación y de transferencia de tecnología, la Comisión solicitará la opinión de la Secretaría de Economía. Lo anterior en términos del convenio interinstitucional que para tal efecto suscriban la Secretaría de Economía y la Comisión.

Tratándose de programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, de capacitación y de transferencia de tecnología asociados a un Programa de Transición, los Operadores Petroleros deberán tomar como base lo establecido en la Asignación o Contrato respectivo.

En los casos no establecidos en las Asignaciones o Contratos se tomará como base el porcentaje mínimo de contenido nacional establecido en la Asignación o Contrato respectivo para el periodo de Evaluación.

Artículo 38 Ter: Actualización de los programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, capacitación o transferencia de tecnología. En caso de requerir una actualización de los programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, de capacitación o de transferencia de tecnología, los Operadores Petroleros deberán dar aviso a la Comisión mediante el formato APCN y su instructivo. Las actualizaciones deberán guardar congruencia con el alcance y actividades previamente contenidas en el Plan o Programa vigente en ese momento.

Dichas actualizaciones podrán ser por cualquiera de los siguientes supuestos o su conjunto:

I. Variaciones en los montos de inversión dentro de las actividades aprobadas en los rubros correspondientes al contenido nacional, sin que estos se ajusten a ninguno de los supuestos de modificación del Plan o Programa respectivo, y sin que el porcentaje del contenido nacional se observe por debajo de lo establecido en el Contrato o Asignación respectiva, o

II. Cambios en las actividades consideradas en los programas aprobados, sin que esto implique la actualización de los porcentajes o montos previamente autorizados en los rubros correspondientes al contenido nacional.

En caso de que las actualizaciones a los programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, de capacitación o de transferencia de tecnología modifiquen el costo total aprobado en el Programa de Trabajo y el Presupuesto vigente, el Operador deberá atender lo establecido en el artículo 33 de los Lineamientos.

Tratándose de los programas de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, de capacitación y de transferencia de tecnología; se requerirá la opinión de la Secretaría de Economía para la actualización correspondiente. Lo anterior en términos del convenio interinstitucional que para tal efecto suscriban la Secretaría de Economía y la Comisión.

Artículo 39. ...

I. a III. ...

...

Cuando en el Plan de Exploración se prevea la determinación de Prospectos Exploratorios, el Operador Petrolero podrá presentar la solicitud de autorización de perforación de Pozos conforme a la Normativa, de forma simultánea a la presentación del Plan de Exploración. Para los efectos de la autorización de la perforación se seguirán los plazos de los artículos 16 y 17 de los Lineamientos. Dicha autorización estará sujeta a la aprobación del Plan de Exploración, en caso contrario, queda a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

...

Artículo 40. ...

I. a II. ...

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

...

...

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, con la información y el nivel de detalle previsto en el Anexo I y atendiendo el procedimiento del Capítulo II del Título II de los Lineamientos, en los siguientes supuestos:

I. a II. ...

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

IV. ... .

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

El Operador Petrolero podrá continuar ejecutando las actividades que se encuentren previstas en el Plan aprobado, durante el período adicional de exploración que se otorgue.

V. a VI. ...

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación al Plan de Exploración, derivado de cambios técnicos y/o económicos en el caso de que:

a) Se modifiquen los objetivos geológicos, o

b) Se incorporen actividades susceptibles de acreditar el Programa o Compromiso Mínimo de Trabajo, según sea el caso.

...

...

Artículo 42. ...

...

En los términos previstos en las Asignaciones, la Comisión ratificará la notificación de Descubrimiento, siempre y cuando se incluya la información correspondiente.

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

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

...

...

...

Artículo 45. Del Programa de Evaluación. Dentro del plazo y términos previstos en las Asignaciones y Contratos respectivos, una vez realizada la notificación de Descubrimiento o en su caso aprobado el periodo de evaluación, 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.

...

El Operador Petrolero podrá presentar la solicitud de autorización de perforación de Pozos conforme a la Normativa, de forma simultánea a la presentación del Programa de Evaluación. Para los efectos de la autorización de la perforación se seguirán los plazos de los artículos 46 y 47 de los Lineamientos. Dicha autorización estará sujeta a la aprobación del Programa de Evaluación, en caso contrario, queda a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

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

...

...

...

...

...

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

Artículo 47. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior, la Comisión tendrá un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de aprobación del Programa de Evaluación, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de 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.

...

...

...

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, con el nivel de detalle establecido en el Anexo I, en los siguientes supuestos:

I. a III. ...

III Bis. Cuando el Operador Petrolero contemple modificaciones al punto de medición provisional aprobado y se actualice el supuesto previsto en la Normativa en materia de medición;

IV. a V. ...

...

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación del Programa de Evaluación, derivado de cambios técnicos y/o económicos en el caso de que:

a) Se modifiquen los objetivos geológicos, o

b) Se incorporen actividades susceptibles de acreditar el Programa o Compromiso Mínimo de Trabajo, según sea el caso.

El Operador Petrolero podrá presentar la solicitud de autorización de perforación de Pozos conforme a la Normativa, de forma simultánea a la presentación de la solicitud de modificación del Programa de Evaluación. Para los efectos de la autorización de la perforación se seguirán los plazos del artículo 50 Bis de los Lineamientos. Dicha autorización estará sujeta a la aprobación de la modificación del Programa de Evaluación, en caso contrario, queda a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

Artículo 50 Bis. Del plazo para resolver y evaluar la modificación al Programa de Evaluación. La Comisión resolverá respecto de la modificación al Programa de Evaluación en un plazo no mayor a veinticinco días hábiles contados a partir del día hábil siguiente a la recepción de la solicitud en términos del artículo anterior de los Lineamientos. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

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

En caso de prevención, la Comisión suspenderá el plazo a que se refiere el párrafo primero de este artículo y se reanudará a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente. Transcurrido el plazo otorgado a los Operadores Petroleros para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta o, recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho de los Operadores Petroleros para presentar nuevamente la modificación al Programa de Evaluación que corresponda.

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

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

Artículo 51. ...

...

La Comisión resolverá sobre la prórroga, dentro de los quince días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

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

En caso de prevención la Comisión suspenderá los plazos a que se refiere el párrafo anterior y se reanudarán a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente. Transcurrido el plazo otorgado a los Operadores Petroleros para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta o, recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho de los Operadores Petroleros para presentar nuevamente la solicitud que corresponda.

...

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

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

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

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

III. Derogado.

La Comisión, en caso de que así se prevea en la Asignación o Contrato, 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 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. ...

I. ...

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

...

...

Derogado

Artículo 56. De la declaración de Descubrimiento Comercial . En términos de las Asignaciones y Contratos, durante el período de Exploración, el periodo de evaluación y hasta noventa días hábiles posteriores a la terminación de la evaluación, el Operador Petrolero deberá informar a la Comisión si considera que el Descubrimiento es un Descubrimiento Comercial, mediante escrito libre.

...

En caso de pretender un desarrollo integral la declaración de Descubrimiento Comercial a que hace referencia el presente artículo podrá incluir dos o más Descubrimientos, a fin de sustentar su viabilidad económica. Para tal efecto la declaración de Descubrimiento Comercial deberá ser presentada a más tardar noventa días hábiles posteriores a la terminación de la evaluación del último Descubrimiento a ser incluido.

...

Artículo 57. ...

La Comisión contará con un plazo de hasta cinco días hábiles contados a partir del día hábil 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 cinco días hábiles posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare lo que a derecho corresponda.

...

Artículo 58. ...

...

El Operador Petrolero podrá presentar la solicitud de autorización de perforación de Pozos conforme a la Normativa, de forma simultánea a la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción. Para los efectos de la autorización de la perforación se seguirán los plazos de los artículos 16 y 17 de los Lineamientos. Dicha autorización estará sujeta a la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción, en caso contrario, queda a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

Artículo 59. ...

I. Que esté diseñado procurando la maximización del Factor de Recuperación de volúmenes de los Hidrocarburos, en condiciones económicamente viables, por medio de la congruencia entre las características del Yacimiento, las actividades de Desarrollo para la Extracción y la infraestructura propuesta para el manejo de la producción y procurando la energía del Yacimiento en concordancia con el ritmo de vaciamiento cuando no exista un mecanismo natural que la mantenga;

II. Que el programa de aprovechamiento de Gas Natural correspondiente en yacimientos de aceite, así como de gas y condensado, sea económicamente viable y permita obtener el máximo aprovechamiento y conservación de los volúmenes de Gas Natural, en términos de la Normativa emitida por la Comisión en la materia;

III. ...

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

V. ...

...

Capítulo II

De la Recuperación Secundaria o Mejorada

Artículo 61 Bis. Del estudio de viabilidad técnica. Con la solicitud de autorización del Programa de Transición o Plan de Desarrollo para la Extracción, los Operadores Petroleros deberán realizar y presentar, con el nivel de detalle previsto en el Anexo II o III, según corresponda, un estudio de viabilidad técnica para determinar la conveniencia de aplicar un proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada, tratándose de yacimientos de aceite, así como de gas y condensado en el Área de Asignación o Contractual.

En el caso de Programas de Transición la presentación del estudio de viabilidad técnica a que se refiere el presente artículo es opcional dependiendo de la información disponible y del alcance de dicho programa. En caso de que el Operador Petrolero presente el estudio de viabilidad técnica, deberá tener el nivel de detalle previsto en el Anexo III.

Si derivado del estudio de viabilidad técnica a que se refiere el párrafo anterior resulta aplicable un proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada, el Operador Petrolero podrá optar por la realización de una Prueba Piloto o la masificación del proceso conforme a lo previsto en el primer párrafo del artículo 61 Ter o primer párrafo del artículo 61 Quáter de los Lineamientos.

Si en términos del primer párrafo de este artículo se determinó que no era conveniente aplicar un proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada, cuando se actualice alguno de los supuestos previstos en los artículos 62 o 72 de los Lineamientos, los Operadores Petroleros deberán presentar con la solicitud de modificación del Programa de Transición o del Plan de Desarrollo para la Extracción el estudio de viabilidad técnica conforme a lo previsto en el Anexo II o III, según corresponda o en su caso, si no se modifican los pronósticos, actividades e inversiones, manifestar que la viabilidad técnica se mantiene en los términos del último Programa de Transición o Plan de Desarrollo aprobado.

Artículo 61 Ter. De la Prueba Piloto. Si derivado del estudio de viabilidad técnica se considera la realización de una Prueba Piloto, esta se deberá documentar en el Programa de Transición o Plan de Desarrollo para la Extracción con el nivel de detalle previsto en el Anexo II o III de los Lineamientos, según corresponda.

Si en términos del segundo párrafo del artículo 61 Bis resulta técnicamente viable la realización de una Prueba Piloto o el Operador Petrolero desea llevarla a cabo con posterioridad, deberá reportar el inicio y ejecución de la Prueba Piloto en términos del artículo 100, fracción IV de los Lineamientos.

Artículo 61 Quáter. De la masificación. En caso de que el Operador Petrolero considere la masificación de un proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada como resultado del estudio de viabilidad técnica o el éxito de una Prueba Piloto se deberá documentar en la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción o su modificación según corresponda, con el nivel de detalle previsto en el Anexo II de los Lineamientos.

Si como resultado del estudio de viabilidad técnica el Operador Petrolero no consideró en su Plan de Desarrollo para la Extracción la masificación de un proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada y considere con posterioridad su implementación, se deberá solicitar la modificación del Plan correspondiente en términos del Capítulo II del Título II de los Lineamientos.

Capítulo III

De la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción

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, con la información y el nivel de detalle previsto en el Anexo II y atendiendo el procedimiento del Capítulo II del Título II de los Lineamientos, en los siguientes supuestos:

I. ...

II. Derogado.

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

IV. ...

V. Derogado.

VI. Derogado.

VII. El Operador Petrolero contemple la implementación de algún método de Recuperación Secundaria o Mejorada o bien, considere no implementar el método de Recuperación Secundaria o Mejorada previamente aprobado en el Plan vigente;

VII Bis. Cuando el Operador Petrolero contemple modificaciones a los Mecanismos de Medición aprobados y se actualicen los supuestos previstos en la Normativa en materia de medición;

VIII. Las proyecciones del Operador Petrolero indiquen que la meta de aprovechamiento de gas no será alcanzada o será alcanzada fuera del tiempo aprobado en el Plan de Desarrollo para la Extracción vigente, conforme a la Normativa en materia de Aprovechamiento del Gas Natural que para tal efecto emita la Comisión;

IX. a XIII. ...

...

...

Capítulo IV

Del Programa de Transición

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 o en el Anexo IV, 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 o en el Anexo IV, 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 o Anexo IV, 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 o realizar actividades preparatorias a la Extracción, 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, acompañado del informe de evaluación y la declaración de Descubrimiento Comercial en términos de los artículos 52 y 56 de los Lineamientos.

...

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.

...

...

...

...

Artículo 65 Ter. De la solicitud de perforación de Pozos y del Programa de Transición. El Operador Petrolero podrá presentar la solicitud de autorización de perforación de Pozos conforme a la Normativa, de forma simultánea a la presentación del Programa de Transición. Para los efectos de la autorización de la perforación se seguirán los plazos de los artículos 67 y 68 de los Lineamientos. Dicha autorización estará sujeta a la aprobación del Programa de Transición, en caso contrario, queda a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

Artículo 69. ...

I. a III. ...

a) ...

b) Que el programa de aprovechamiento de Gas Natural procure el máximo aprovechamiento y conservación de los volúmenes de Gas Natural en yacimientos de aceite, así como de gas y condensado, en términos de la Normativa emitida por la Comisión en la materia;

c) a e) ...

...

Artículo 71. De la vigencia del Programa de Transición . Los Programas de Transición que se presenten a la Comisión, tendrán una vigencia que, para el caso de los Contratistas no podrá exceder el plazo para la presentación del Plan de Desarrollo y de hasta un año para Asignatarios. El Programa de Transición podrá prorrogarse a solicitud del Operador Petrolero por un periodo de hasta dos años, siempre que se solicite su modificación en términos de la fracción I del artículo 72 de los Lineamientos.

...

...

Artículo 72. ...

I. Cuando el Operador Petrolero requiera una ampliación de la vigencia del Programa de Transición, esta podrá concederse hasta por dos años más, siempre y cuando no exceda el plazo para la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción y deberá realizar la presentación de la solicitud con cuando menos cuarenta días hábiles previos al término de la vigencia de dicho programa.

II. a III. ... .

III Ter. El Operador Petrolero contemple la implementación de algún método de Recuperación Secundaria o Mejorada o bien, considere no implementar el método de Recuperación Secundaria o Mejorada previamente aprobado en el Programa vigente;

IV. ...

...

La Comisión resolverá respecto de la modificación al Programa de Transición en un plazo no mayor a veinticinco días hábiles, contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

El Operador Petrolero podrá presentar la solicitud de autorización de perforación de Pozos conforme a la Normativa, de forma simultánea a la presentación de la solicitud de modificación del Programa de Transición. Para los efectos de la autorización de la perforación se seguirán los plazos señalados en este artículo. Dicha autorización estará sujeta a la aprobación de la modificación del Programa de Transición, en caso contrario, queda a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

Dentro del plazo establecido en el párrafo anterior, la Comisión tendrá un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la presentación de la solicitud, para revisar la documentación 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.

...

...

...

...

Artículo 76. ...

I. ...

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

III. ...

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

El Operador Petrolero podrá continuar ejecutando las actividades que se encuentren previstas en el Plan aprobado, durante el período adicional de exploración que se otorgue;

IV a VI. ...

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación al Plan de Exploración, derivado de cambios técnicos y/o económicos en el caso de que:

a) Se modifiquen los objetivos geológicos, o

b) Se incorporen actividades susceptibles de acreditar el Programa o Compromiso Mínimo de Trabajo, según sea el caso.

...

...

Artículo 77. ...

...

En los términos previstos en las Asignaciones, la Comisión ratificará la notificación de Descubrimiento, siempre y cuando se incluya la información correspondiente.

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

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

...

...

...

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

Artículo 82. De la revisión documental de la información y de la prevención. Dentro del plazo establecido en el artículo anterior la Comisión tendrá un plazo de hasta diez días hábiles contados a partir del día siguiente a la recepción de la solicitud de aprobación del Programa Piloto, para revisar la documentación presentada y, en caso de que existan faltantes o no se cumplan con los requisitos aplicables, prevenir por única ocasión al Operador Petrolero, para que, dentro de un plazo de 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.

...

...

...

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, con el nivel de detalle establecido en el Anexo IV, en los siguientes supuestos:

I. ...

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

III. ...

III Bis. Cuando el Operador Petrolero contemple modificaciones al punto de medición provisional aprobado y se actualice el supuesto previsto en la Normativa en materia de medición;

IV. a VI. ...

El Operador Petrolero podrá solicitar la modificación al Plan de Exploración, derivado de cambios técnicos y/o económicos en el caso de que:

a) Se modifiquen los objetivos geológicos, o

b) Se incorporen actividades susceptibles de acreditar el Programa o Compromiso Mínimo de Trabajo, según sea el caso.

...

...

Artículo 85 Bis. Del plazo para resolver y evaluar la modificación al Programa Piloto. La Comisión resolverá respecto de la modificación al Programa Piloto en un plazo no mayor a veinticinco días hábiles contados a partir del día hábil siguiente a la recepción de la solicitud en términos del artículo anterior de los Lineamientos. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

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

En caso de prevención, la Comisión suspenderá el plazo a que se refiere el párrafo primero de este artículo y se reanudará a partir del día hábil siguiente a aquel en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente. Transcurrido el plazo otorgado a los Operadores Petroleros para la atención de la prevención sin que se reciba respuesta o, recibida sin que haya quedado subsanada en su totalidad, la Comisión desechará el trámite, dejando a salvo el derecho de los Operadores Petroleros para presentar nuevamente la modificación al Programa Piloto que corresponda.

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

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

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

Artículo 94. ...

I. ...

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

III. a VI. ...

...

Artículo 97. ...

I. a IV. ...

V. El Operador Petrolero contemple la implementación de algún método de Recuperación Secundaria o Mejorada o bien, considere no implementar el método de Recuperación Secundaria o Mejorada previamente aprobado en el Plan vigente

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

VII. a VIII. ...

...

...

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

Artículo 100. ...

I. De manera bimestral

a. a b. ...

c. Para el caso de Planes, Programas de Evaluación, Programa Piloto, de Transición para Contratos, se reportarán las actividades, gastos e inversiones, conforme a los formatos establecidos en el apartado del formato SPC.

II. ...

III. De manera anual:

a. Para Contratos, se reportará durante el segundo trimestre de cada año y hasta el último día hábil del mes de junio, los costos totales reales asociados a las actividades ejecutadas durante el año previo, conforme a la Tabla CTR.

IV. Para las actividades con Recuperación Secundaria o Mejorada:

a. Tratándose de la ejecución de una Prueba Piloto en el Programa de Transición o en el Plan de Desarrollo para la Extracción, el Operador Petrolero deberá reportar:

i. Trimestralmente, conforme al formato TRSM y su instructivo, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx; los avances de la ejecución de la Prueba Piloto; los resultados parciales de los estudios realizados durante la Prueba Piloto; el reporte de los indicadores de desempeño de la Prueba Piloto, y la descripción y justificación de cualquier cambio o modificación operativa que impacte en la Prueba Piloto;

ii. Únicamente durante el primer trimestre a reportar, para los casos previstos en el último párrafo del artículo 61 Ter de los Lineamientos, se deberá presentar la documentación conforme al formato TRSM y su instructivo, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx, y

iii. Al término de la Prueba Piloto se deberá remitir un informe final mediante escrito libre que contenga lo siguiente:

1. Análisis de los resultados obtenidos, conclusiones técnicas y económicas, lecciones aprendidas y la efectividad de la Prueba Piloto, señalando, en su caso, si es aplicable el proceso de recuperación analizado;

2. Manifestación escrita que indique si continuará con la ejecución de estudios relacionados con la Prueba Piloto, debiendo incluir el programa de actividades relacionado, y

3. De ser aplicable, presentar la manifestación escrita que indique la intención del Operador Petrolero de escalar el proceso de recuperación seleccionado en el Yacimiento.

b. Tratándose de Planes de Desarrollo para la Extracción que contemplen la masificación de un Proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada, el Operador Petrolero deberá reportar de forma trimestral conforme al formato TRSM y su instructivo, disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx; los avances del proceso seleccionado el cual deberá incluir el reporte de los indicadores de desempeño del proceso seleccionado; el reporte del avance del cronograma de trabajo, y la descripción y justificación de cualquier cambio o modificación operativa que impacte en el proceso.

El Operador Petrolero deberá entregar los informes a que se refieren las fracciones I, II y IV dentro de los quince días hábiles posteriores al cumplimiento del bimestre, trimestre o periodo, según corresponda, a reportar.

...

...

Artículo 102. ...

...

a) ...

...

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

b) ...

...

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

c) ...

d) ...

e) ...

f) ...

g) ...

...

Artículo 103. ...

I. Para el caso de Planes de Desarrollo para la Extracción, la Comisión evaluará el cumplimiento a los Planes cada cinco años, en apego al artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y al artículo 39, fracción II de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, vigilando que el Operador Petrolero haya procurado la maximización del valor de los Hidrocarburos en condiciones económicamente viables, en función del siguiente indicador:

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

Se considerará el cumplimiento del Plan de Desarrollo para la Extracción cuando el indicador se encuentre dentro del intervalo de menos treinta por ciento (-30%) hasta treinta por ciento (30%), es decir:

Si derivado de la evaluación quinquenal la Comisión detecta que el indicador no se encuentra dentro del intervalo referido previamente, podrá ejercer las acciones de supervisión previstas en el artículo 105, fracción I de los Lineamientos a efecto de lo siguiente:

a. Tratándose de una variación de la producción por debajo del -30% se justifique técnicamente y/o en términos de rentabilidad, la imposibilidad de alcanzar las metas de producción establecidas en el Plan; lo anterior, bajo un criterio razonable y a la luz de los hechos conocidos al momento de definir su estrategia.

b. Tratándose de una variación de la producción por encima del 30%, se justifique técnicamente y/o en términos de rentabilidad que la misma no es resultado de una sobreexplotación del campo; lo anterior bajo un criterio razonable y a la luz de los hechos conocidos al momento de definir su estrategia.

Asimismo, no serán objeto de evaluación aquellos Planes de Desarrollo para la Extracción en etapa de Abandono, o aquellos para los cuales, mediante las acciones de supervisión de la Comisión, se demuestre que el Campo se encuentra en etapa de Abandono.

II. Para el caso de Planes de Exploración, se considerarán las actividades del Compromiso Mínimo de Trabajo o el Programa Mínimo de Trabajo, según corresponda, para el periodo de exploración respectivo, de conformidad con lo previsto en el Título de Asignación o Contrato.

A. Derogado.

B. Derogado.

OCTAVO. ...

...

Para el caso de los Planes de Desarrollo para la Extracción que hubieren sido modificados durante el quinquenio a evaluar, se considerará la producción planeada a partir del primer año calendario inmediato posterior en que inicie el horizonte de producción del Plan de Desarrollo para la Extracción modificado, mientras que la producción real hará las veces de la producción planeada para el periodo complementario del quinquenio a evaluar.

Para el caso de los Planes de Desarrollo para la Extracción aprobados o modificados a partir de 2020 que no cuenten con producción a la fecha de aprobación, el primer año a considerarse para la primera evaluación quinquenal será el primer año calendario inmediato posterior a aquel en que inicie su producción conforme al pronóstico previsto en el plan aprobado.

TRANSITORIOS

PRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor al día hábil siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

SEGUNDO. Con la entrada en vigor del presente Acuerdo, se abrogan los Lineamientos Técnicos en Materia de Recuperación Secundaria y Mejorada, publicados en el Diario Oficial Federación el 22 de noviembre de 2018.

TERCERO. Con la entrada en vigor del presente Acuerdo se deja sin efecto la disposición relativa al artículo 62, fracción II del diverso CNH.E.05.001/2020 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos interpreta para efectos administrativos diversos artículos de los Lineamientos que regulan los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 28 de julio de 2020.

CUARTO. Con la entrada en vigor del presente Acuerdo se deja sin efectos el diverso CNH.E.09.06/2023 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos interpreta para efectos administrativos los artículos 27, 29 y 35 de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

QUINTO. Con la entrada en vigor del presente Acuerdo se deja sin efecto el diverso CNH.18.03/2023 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos interpreta para efectos administrativos los artículos 65 y 65 bis de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

SEXTO. Con la entrada en vigor del presente Acuerdo se deja sin efecto el diverso CNH.E.50.003/2021 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos interpreta para efectos administrativos la aplicación del Artículo Cuarto Transitorio de los Lineamientos Técnicos en Materia de Recuperación Secundaria y Mejorada.

SÉPTIMO. Con la entrada en vigor del presente Acuerdo se deja sin efecto el diverso CNH.E.64.004/2022 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos interpreta para efectos administrativos el artículo 72, fracción I, primer párrafo de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

OCTAVO. Los trámites iniciados ante la Comisión con anterioridad a la entrada en vigor del presente Acuerdo se substanciarán conforme a los lineamientos vigentes al inicio del trámite respectivo.

Lo anterior, salvo que los interesados opten por la aplicación de los plazos y requisitos del presente Acuerdo para la resolución de su solicitud, siempre que lo haga del conocimiento de la Comisión, dentro los treinta días naturales siguientes a su entrada en vigor.

Para los casos en que el Operador Petrolero, en términos de su Asignación o Contrato se encuentre obligado a presentar para su aprobación planes, programas de evaluación, informes de evaluación, o sus modificaciones dentro del periodo previsto entre el día de entrada en vigor de los Lineamientos y los sesenta días hábiles siguientes, podrá optar por presentarlos en términos del presente Acuerdo o los que se encontraban vigentes con anterioridad al inicio de los efectos de éste.

NOVENO. Los procedimientos iniciados por la Comisión para sancionar incumplimientos a los Lineamientos técnicos en materia de recuperación secundaria y mejorada; así como a las obligaciones que se encontraban vigente previo a la entrada en vigor del presente Acuerdo continuarán su curso hasta la resolución correspondiente.

DÉCIMO. Los Operadores Petroleros que, a la entrada en vigor del presente Acuerdo, cuenten con un proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada, deberán reportar su seguimiento de conformidad con el artículo 100, fracción IV de los Lineamientos, a partir del siguiente trimestre del año calendario, contado a partir de la entrada en vigor del presente Acuerdo.

DÉCIMO PRIMERO. Los Operadores Petroleros que, a la entrada en vigor del presente Acuerdo, presenten una solicitud de modificación al Programa de Transición, en términos de la fracción I del artículo 72 de los Lineamientos, deberán presentar el programa de cumplimiento del porcentaje de contenido nacional, y en su caso, los programas de capacitación y de transferencia de tecnología conforme a lo establecido artículo 38 Bis de los Lineamientos.

DÉCIMO SEGUNDO. Los requisitos derogados de Lineamientos, así como sus modificaciones, forman parte de diversos trámites que integran la regulación, los cuales tienen las siguientes modalidades y homoclaves: i] CNH-08-001-A, Entrega del primer programa de trabajo y presupuesto. Modalidad: Primer Programa de Trabajo y Presupuesto, asociado a Asignación de Extracción; ii] CNH-08-001-C, Modificación al programa de trabajo y presupuesto. Modalidad: Modificación al Programa de trabajo y presupuesto asociado a una Asignación; iii] CNH-08-002-A, Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto. Programa de Trabajo y Presupuesto anual, asociado a una asignación de Extracción; iv] CNH-08-001-D, Entrega del Programa de Trabajo y Presupuesto. Programa de Trabajo y Presupuesto anual, asociado a una asignación de Exploración; v] CNH-08-001-B, Aprobación del Programa de Transición. Modalidad: Programa de Transición derivado de un proceso de licitación de Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos; vi] CNH-05-014-C, Solicitud de aprobación del Programa de Transición derivado del informe de evaluación inicial; vii] CNH-2021-017-023-A, Aprobación de la modificación al Programa de Transición. Modalidad: Programa de transición derivado de un informe de evaluación inicial; viii] CNH-2021-017-024-A, Aprobación de la modificación al Programa de Transición. Modalidad: Incorporación de actividades adicionales; ix] CNH-2021-017-025-A, Presentación del Programa Operativo Anual.

DÉCIMO TERCERO. En aquellos casos descritos en el Titulo V y el Anexo IV de los Lineamientos, cuando exista alguna incongruencia o contradicción en los requisitos, procedimientos y formatos, se considerarán los procedimientos o requisitos establecidos en los Títulos II, III y IV, así como en los Anexos I, II y III de los Lineamientos para su tramitación.

DÉCIMO CUARTO. En los casos en que la Normativa, las Asignaciones o Contratos hagan referencia al Programa de Inversiones, este se entenderá como Programa del Costo Total, y a partir de la entrada en vigor de este ordenamiento se sujetará a los términos establecidos en los Lineamientos.

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Anexo I

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

APARTADO A

OBJETO DEL ANEXO, FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Numeral 1. Objeto del Anexo. El presente Anexo tiene por objeto detallar la información que deberán presentar los Operadores Petroleros a la Comisión en los siguientes casos:

I. Planes de Exploración y sus modificaciones;

II. Notificación de Descubrimiento;

III. Informe de Evaluación Inicial;

IV. Programas de Evaluación y sus modificaciones, e

V. Informe de evaluación

Los Operadores Petroleros deben presentar cada una de las secciones que se señalan en el presente Anexo indicando, si es el caso, el motivo por el cual no cuentan con la información que dé cumplimiento a lo solicitado en alguna sección en particular y las acciones que serán tomadas con el fin de obtener la información faltante.

Numeral 2. Formato e instrucciones para la presentación de la información. La información a que refiere este Anexo y que presenten los Operadores Petroleros a la Comisión deberá ser entregada en formato digital, atendiendo la secuencia y contenidos que se describen a continuación:

I. Carpeta 1 – Documento integral. Plan de Exploración o su tabla comparativa de la modificación, Notificación de Descubrimiento, Informe de Evaluación Inicial, Programa de Evaluación o su tabla comparativa de la modificación o informe de evaluación, según corresponda, en archivo de texto digital editable y en formato.pdf;

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

III. Carpeta 3 – Información geográfica. La información georreferenciada deberá ser entregada en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0 o más reciente, para lo cual el Operador Petrolero podrá emplear la guía de la Tabla I.9. Referencias Shape , disponible en el enlace siguiente: www.cnh.gob.mx;

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

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

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

APARTADO B

PLAN DE EXPLORACIÓN

Numeral 3. De los elementos del Plan de Exploración. El Plan de Exploración deberá presentarse mediante el formato AP, y su instructivo correspondiente, incluyendo los siguientes aspectos en el orden señalado:

I. Resumen Ejecutivo. En esta sección el Operador Petrolero deberán describir los siguientes elementos:

a) Objetivos y alcances del Plan de Exploración. Descripción del objetivo y de los resultados esperados de la ejecución del Plan de Exploración y la estrategia operativa, y

b) Monto de la inversión y gastos de operación. Incluir el monto total de la inversión y gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América.

II. Antecedentes exploratorios. En esta sección el Operador Petrolero deberá detallar los siguientes elementos:

a) Estudios exploratorios;

b) Información sísmica, y

c) Estudios de métodos potenciales.

III. Actividades del Plan de Exploración. En esta sección el Operador Petrolero deberá describir las actividades que se consideren realizar como parte del Plan de Exploración, las cuales deberán ser acordes con la etapa o etapas del proceso exploratorio en la que se encuentre el Área de Asignación o Contractual correspondiente. Dicha descripción se presentará para cada escenario que el Operador Petrolero considere dentro del Plan de Exploración, conforme lo siguiente:

a) Actividades relativas a la Evaluación del Potencial de Hidrocarburos. Cuando por las características de la información de que disponen, respecto del Área de Asignación o Contractual, los Operadores Petroleros consideren en su Plan de Exploración la realización de actividades de Evaluación del Potencial de Hidrocarburos se deberá presentar la siguiente información:

i. Programa de actividades a realizar. En el cual se deberán describir las actividades exploratorias en cumplimiento a los términos y condiciones de la Asignación o Contrato respectivo, considerando las Mejores Prácticas de la Industria y las tecnologías a utilizar, incluyendo la adquisición, procesamiento y reprocesamiento de información geofísica o geológica.

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

1. Nombre del estudio;

2. Objetivos y alcance particulares;

3. Cubrimiento en km o km ² , y

4. Tecnologías y metodologías por utilizar.

ii. Estudios exploratorios. En el cual se deberá describir al menos la siguiente información:

1. Nombre del estudio, y

2. Objetivos y alcances particulares.

b) Actividades relativas a la etapa de Incorporación de Reservas. Cuando en el Plan de Exploración que presenten los Operadores Petroleros se considere la realización de actividades encaminadas a la determinación de Prospectos Exploratorios, se deberá presentar la siguiente información:

i. Programa de actividades a realizar. En el cual se deberán describir las actividades exploratorias en cumplimiento a los términos y condiciones de la Asignación o Contrato respectivo, considerando las Mejores Prácticas de la Industria y las tecnologías a utilizar.

Dichas actividades podrán ser, entre otras, las señaladas en el inciso a) de la presente fracción a la escala correspondiente de los prospectos.

ii. Elementos preliminares para la perforación de Pozos exploratorios. En caso de contar con el conocimiento suficiente del Área de Asignación o Contractual, se podrá presentar respecto de cada Pozo exploratorio a perforar durante el Plan de Exploración, de forma preliminar e indicativa la información que se indica en la Tabla I.1. Prospectos Exploratorios , disponible en el siguiente enlace: wwxw.cnh.gob.mx.

De manera preliminar el Operador Petrolero podrá presentar todos los posibles Plays prospectivos para cada prospecto programado que considere su estrategia exploratoria.

Los elementos preliminares deberán ser actualizados, en términos de lo dispuesto en la Normativa que para tal efecto emita la Comisión en materia de perforación de Pozos.

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

IV. Cronograma general de actividades de los escenarios. En esta sección el Operador Petrolero deberá reportar, de forma indicativa, el Cronograma de las actividades descritas en la fracción anterior, calendarizadas conforme a la Tabla I.2. Cronograma , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

V. Programa del Costo Total. En el cual los Operadores Petroleros deberán presentar los archivos del Programa del Costo Total.

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa del Costo Total 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 del Coto Total, sin que éstos últimos sean sujetos a aprobación.

Los Operadores Petroleros deberán presentar el desglose de las inversiones y gastos de operación programados por sub-actividad petrolera, tarea y, en su caso, descripción. Las inversiones se deben presentar anualizadas para la totalidad del periodo de Exploración y expresada en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla I.3. Programa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Todas las actividades mencionadas en el Plan de Exploración deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y, en su caso, descripciones asociadas descritas en la Tabla I.3. Programa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

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

APARTADO C

MODIFICACIONES AL PLAN DE EXPLORACIÓN

Numeral 4. De los elementos para la modificación del Plan de Exploración. Los Operadores Petroleros deberán adjuntar la Tabla I.4. Comparativa Modificación , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx y la información técnica correspondiente.

Asimismo, se deberá presentar la Tabla I.5. Comparativa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx, presentando el desglose de la modificación de las inversiones y gastos de operación a nivel sub-actividad petrolera, justificando las variaciones a partir del inicio del periodo de coincidencia entre el monto aprobado y el modificado.

APARTADO D

NOTIFICACIÓN DE UN DESCUBRIMIENTO

Numeral 5. Elementos de la Notificación de Descubrimiento. La notificación de un Descubrimiento que presenten los Operadores Petroleros en el supuesto previsto en el artículo 42 de los Lineamientos, deberá presentarse mediante el formato ND, así como la Tabla. I.6. Descubrimiento , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx .

APARTADO E

INFORME DE EVALUACIÓN INICIAL

Numeral 6. Elementos del 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, así como la Tabla I.7. Informe de Evaluación disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx, al formato se deberá adjuntar la siguiente información:

I. Reporte que describa todas las actividades llevadas a cabo por el Operador Petrolero durante la Exploración que derivó en el Descubrimiento;

II. Los datos e informes técnicos, mapas y reportes relativos al Descubrimiento evaluado. Asimismo, deberá describirse al menos lo siguiente:

a) 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 por cada uno de los Yacimientos descubiertos, indicando con claridad las cimas y bases;

b) Análisis de los registros geofísicos y los modelos petrofísicos empleados;

c) 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, y

d) 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.

III. Estimación de los volúmenes de Hidrocarburos asociados al Descubrimiento y la recuperación final del mismo, describiendo lo siguiente:

a) Flujo de trabajo empleado para la construcción de los modelos estático y dinámico que sustente los parámetros de las dimensiones del Yacimiento, y

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

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

IV. Justificación de la conveniencia de llevar el Descubrimiento a un Programa de Transición, el cual deberá 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. Lo anterior de conformidad con la Tabla I.10. Estudio Viabilidad , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx;

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

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

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

VIII. Conclusiones generales e hipótesis que sirvan de sustento para considerar que el Descubrimiento puede tener Producción Temprana, indicando cuál información del presente informe tiene el carácter de preliminar, así como cuáles son las actividades necesarias para precisar dicha información en las actividades posteriores.

APARTADO F

PROGRAMA DE EVALUACIÓN

Numeral 7. De los elementos del Programa de Evaluación. Los Operadores Petroleros que presenten un Programa de Evaluación, deberán emplear el formato PE, y su instructivo correspondiente, al que adjuntarán la siguiente información en el orden que se menciona a continuación:

I. Resumen ejecutivo. En este apartado el Operador Petrolero describirá lo siguiente:

a) Objetivos y alcances del Programa de Evaluación. Descripción de los objetivos y alcances del Programa de Evaluación, y

b) Monto de la inversión y gastos de operación. Monto total de la inversión y gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América;

II. Datos Generales. En esta sección el Operador Petrolero deberá incluir la estructura del Descubrimiento y el polígono del área que contiene el Descubrimiento (área de evaluación).

Asimismo, deberá señalar la localización geográfica y geológica del área correspondiente al Descubrimiento a evaluar;

III. Descripción y cronograma de actividades que integran el Programa de Evaluación . En esta sección el Operador Petrolero deberá describir las actividades y reportar su cronograma, considerando los posibles escenarios de acuerdo con la información que se obtenga durante la ejecución de dicho Programa, el cual deberá contener:

a) Descripción de las actividades a realizar en el Programa de Evaluación;

b) Cronograma indicativo en donde se presenten las actividades descritas en el inciso anterior, calendarizadas por mes, indicando duración por actividad y sub-actividad, conforme a la Tabla I.2. Cronograma , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx;

c) Elementos preliminares para la perforación de Pozos delimitadores. En caso de considerar la perforación de Pozos delimitadores, se podrá presentar respecto de cada Pozo delimitador a perforar durante el Programa de Evaluación, de forma preliminar e indicativa, la Tabla I.8. Pozo Delimitador , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx;

d) Descripción de las pruebas de presión-producción a realizar, que contendrá al menos lo siguiente:

i. Resumen y alcance de la o las pruebas de presión-producción, conforme a la Tabla I.8. Pozo Delimitador , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx;

ii. Diseño de la prueba o pruebas de presión-producción a realizar;

iii. Escenarios (simulaciones), consideraciones, suposiciones y premisas utilizadas para el diseño de la prueba o las pruebas de presión-producción, así como la Supervisión de las mismas, y

iv. Secuencia operativa por ejecutar para realizar la o las pruebas de presión-producción.

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

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

ii. Mapas topográficos, geológicos y de atributos sísmicos;

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

iv. Profundidades de los distintos contactos entre fluidos;

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

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

IV. Programa del Costo Total. En este apartado los Operadores Petroleros deberán presentar los archivos del Programa del Costo Total.

Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa del Costo Total 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 del Costo Total.

Los Operadores Petroleros deberán presentar el desglose de la inversión y gastos de operación programados, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y, en su caso, descripción. Las inversiones se deben presentar anualizadas para la totalidad del periodo de Evaluación y expresada en dólares de los Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla I.3. Programa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Todas las actividades mencionadas en el Programa de Evaluación deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y, en su caso, descripciones asociadas descritas en la Tabla I.3. Programa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Para la revisión y análisis de la información del Programa del Costo Total, únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Programa de Evaluación;

V. Manejo de Hidrocarburos producidos . Cuando exista producción de Hidrocarburos derivada de las actividades de Evaluación, se deberá atender la Normativa en materia de medición de Hidrocarburos, y

VI. Aprovechamiento de Gas Natural . Cuando derivado de las actividades de evaluación se realicen pruebas de producción en términos de lo dispuesto en la Normativa en materia de aprovechamiento de Gas Natural, el Operador Petrolero deberá atender las disposiciones establecidas en dicha Normativa.

APARTADO G

MODIFICACIONES AL PROGRAMA DE EVALUACIÓN

Numeral 8. De los elementos para la modificación del Programa de Evaluación. Los Operadores Petroleros deberán adjuntar la Tabla I.4. Comparativa Modificación , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Asimismo, se deberá presentar la Tabla I.5. Comparativa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx, presentando el desglose de la modificación de las inversiones y gastos de operación a nivel sub-actividad petrolera, justificando las variaciones a partir del inicio del periodo de coincidencia entre el monto aprobado y el modificado.

APARTADO H

INFORME DE EVALUACIÓN

Numeral 9. Elementos del informe de evaluación. Los Operadores Petroleros deberán presentar el informe de evaluación en el supuesto previsto en el artículo 52 de los Lineamientos, mediante el formato IE, al cual deberá adjuntarse la siguiente información:

I. Reporte que describa todas las actividades llevadas a cabo por el Operador Petrolero durante el Programa de Evaluación o durante el periodo de Exploración que derivó en el Descubrimiento, el cual deberá incluir la descripción de las actividades realizadas en el periodo de Exploración conforme al Plan de Exploración o en el periodo de evaluación, conforme al Programa de Evaluación aprobado por la Comisión, según corresponda, así como las desviaciones con respecto al mismo, y en su caso las medidas tomadas para compensar dichas desviaciones;

II. La Tabla I.7. Informe de Evaluación disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx, así como los datos técnicos, mapas y reportes relativos al Descubrimiento evaluado, para lo cual deberá describirse al menos lo siguiente:

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

b) Análisis de los registros geofísicos y los modelos petrofísicos empleados;

c) 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, y

d) 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;

III. Estimación de los volúmenes de hidrocarburos asociados al Descubrimiento y la recuperación final del mismo, describiendo lo siguiente:

a) Flujo de trabajo empleado para la construcción de los modelos estático y dinámico;

b) Dimensiones de cada Yacimiento;

c) Las metodologías utilizadas para el cálculo del volumen original de Hidrocarburos, y

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

IV. Estudio de la viabilidad de desarrollo del área de evaluación, el cual 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. Estudio Viabilidad , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx, y

V. Conclusiones generales e hipótesis que sirva de sustento para considerar si el Descubrimiento puede ser un Descubrimiento Comercial, únicamente para Contratos con recuperación de costos.

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Anexo II

Elaboración y presentación de los Planes de Desarrollo para la Extracción

APARTADO A

OBJETO DEL ANEXO, FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Numeral 1. Objeto del Anexo. El presente Anexo tiene por objeto establecer los elementos esenciales que debe contener el Plan de Desarrollo para la Extracción. Los Operadores Petroleros deben presentar cada una de las secciones que se señalan en el presente Anexo indicando, si es el caso, el motivo por el cual no cuentan con la información que dé cumplimiento a lo solicitado en alguna sección en particular y las acciones que serán tomadas como parte del Plan de Desarrollo para la Extracción con el fin de obtener la información faltante.

Numeral 2. Formato e instrucciones para la presentación de la información. La información a que refiere este Anexo y que presenten los Operadores Petroleros a la Comisión deberá ser entregada en formato digital, atendiendo la secuencia y contenidos que se describen a continuación:

I. Carpeta 1 – Documento integral. Plan de Desarrollo para la Extracción o su tabla comparativa de la modificación, según corresponda, en archivo de texto digital editable y en formato. pdf. Deberá incluir la información solicitada en el numeral 3 del presente Anexo;

II. Carpeta 2 – Información geográfica. La información georreferenciada deberá ser entregada en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0 o más reciente, y

III. Carpeta 3 – Programa del Costo Total, así como de Evaluación Económica, según corresponda. La información contenida dentro de esta carpeta deberá presentarse en hojas de cálculo (.xls), que deberán mostrar, cuando sea posible, las fórmulas para obtener los datos reportados en los casos que sea procedente realizarlo y corresponderán al Programa del Costo Total, así como de la Evaluación Económica, de acuerdo con el trámite que se ingrese y en consistencia con la tabla de trámites e información.

APARTADO B

PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN

Numeral 3. De los elementos del Plan de Desarrollo para la Extracción. El Plan de Desarrollo para la Extracción deberá presentarse en el formato AP, y su instructivo correspondiente, incluyendo los siguientes aspectos en el orden señalado:

I. Resumen Ejecutivo. En esta sección el Operador Petrolero deberán describir los siguientes elementos:

a) Objetivos y alcances del Plan de Desarrollo Extracción. Descripción del objetivo y alcance del Plan de Desarrollo para la Extracción, incluyendo el periodo que comprenderá.

b) Monto de la inversión y gastos de operación. Incluir el monto total de la inversión y gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América.

II. Descripción de los Campos y Yacimientos dentro del Área de Asignación o Contractual. En esta sección el Operador Petrolero deberá detallar los siguientes elementos:

a) Geología. (únicamente Campos nuevos o con modificaciones en aspectos geológicos) la cual contendrá:

i. Mapa(s) de las configuraciones estructurales por Yacimiento incluyendo el poblado de propiedades;

ii. Litología por cada formación productora;

iii. 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, la cual deberá incluir los siguientes elementos:

1. La proyección de los Pozos perforados y aquellos contemplados a perforar, que corten las mismas o proyecciones de los más cercanos;

2. Registros geofísicos de la trayectoria;

3. Proyección de la configuración estructural a la entrada de las formaciones de interés, y

4. Intervalos probados en los Pozos.

iv. El modelo sedimentológico y su distribución por Yacimiento.

b) Fluidos. Presentar la información relativa a las muestras de fluidos obtenidas 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, conforme a la Tabla II.1. Información Técnica Yacimientos , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

En caso de realizar análisis y estudios de gas, presentar la información conforme a la Tabla II.1. Características y Componentes , de la Normativa en materia de Aprovechamiento del Gas Natural que para tal efecto emita la Comisión, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

c) Información técnica de los Yacimientos. Presentar la información de cada Yacimiento dentro del Área de Asignación o Contractual conforme a la Tabla II.1. Información Técnica Yacimientos , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

III. Descripción de alternativas analizadas. (No aplica para el caso de Asignaciones o Contratos que se encuentren en etapa de Abandono) Cuando se considere la realización de estas actividades, la descripción de los estudios antes mencionados deberá contener al menos:

a) Descripción de 2 alternativas analizadas incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, la estrategia de desarrollo, el perfil de producción, las inversiones y gastos de operación, así como los indicadores económicos, para cada alternativa. Además, describir las metodologías empleadas para la identificación de las alternativas y para la selección de una de ellas, y

b) Para cada alternativa completar, al menos, la información solicitada en la Tabla II.2. Alternativas Desarrollo , y en la Tabla II.8. Evaluación Económica , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

IV. Plan de Desarrollo para la Extracción. En esta sección el Operador Petrolero deberá describir la alternativa de desarrollo seleccionada con respecto a los Yacimientos del Área de Asignación o Contractual y justificar, con base en dicha selección, la maximización del Factor de Recuperación en condiciones económicamente viables, presentado lo siguiente:

a) 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:

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

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

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

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

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

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

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

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

Las anteriores premisas deberán ser utilizadas en los siguientes supuestos:

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

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

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

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

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

Lo anterior se puede observar en la siguiente figura, en donde se presenta un Área Contractual o de Asignación en la que el Operador Petrolero ha determinado la existencia de dos Yacimientos, cuyas proyecciones en superficie se encuentran sobrepuestas parcialmente, así como la determinación del Área de Extracción asociada a dichos Yacimientos. El Área de Extracción será aquella que abarque el perímetro que envuelva completamente a la proyección en superficie de los Yacimientos.

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

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

e. Configuración estructural de Yacimiento no contemplada por los anteriores supuestos. De no encontrarse en los anteriores supuestos la configuración para la determinación del Área de Extracción, se deberá proponer a la Comisión la metodología de cálculo que permita abarcar puntualmente la configuración estructural del Yacimiento en estudio. Cuando el Área Contractual o de Asignación tenga derechos de Exploración y Extracción.

b) Actividades del Plan de Desarrollo para la Extracción. En esta sección se deberá describir o adjuntar la siguiente información:

i. Pozos: Información relativa a Pozos, debiendo presentar:

1. 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.3. Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

2. a. Los elementos preliminares de Pozos a perforar completando para cada uno de los Pozos considerados en el Plan de Desarrollo para la Extracción, la Tabla II.3. Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx ;

b. El estado mecánico de los Pozos descritos;

c. Se deberá incluir la descripción de la metodología para la estimación del número de Pozos a perforar en el Plan de Desarrollo para la Extracción y el espaciamiento de aquellos que tienen la misma formación objetivo, así como la inclusión de las figuras correspondientes a los estados mecánicos de los Pozos tipo contemplados, y

En caso de contemplar la ejecución de reparaciones mayores, describir brevemente en que consiste y enunciar el o los pozos en los que se realizarán.

ii. Ductos. Se deberá presentar la información de los ductos que actualmente operan en el Campo y de los que serán construidos al amparo del Plan de Desarrollo para la Extracción de conformidad con la Tabla II.3. Infraestructura Existente y Futura , 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”.

iii. Infraestructura: Información relativa a la infraestructura, debiendo presentar:

1. La información de la infraestructura que actualmente opera en el Área de Asignación o Contractual a través de la Tabla II.3 Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

2. La información de la infraestructura que será construida al amparo del Plan de Desarrollo para la Extracción mediante la Tabla II.3 Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

3. En caso de que el Operador Petrolero tenga considerado utilizar infraestructura que se encuentre fuera del Área de Asignación o Contractual, presentar la información conforme a la Tabla II.3 Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

iv. Estudios y toma de información. Describir los estudios y actividades de toma de información considerados en el Plan de Desarrollo para la Extracción, mediante la Tabla II.4. Estudios Toma Información , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx mismos que deberán estar enfocados hacia el conocimiento de subsuelo, a través de la caracterización estática y dinámica de los Yacimientos.

Adicionalmente, se deberán considerar las actividades de monitoreo del comportamiento del Yacimiento, con el fin de proponer la optimización del Plan de Desarrollo para la Extracción e indicar la frecuencia con la que se hará dicho monitoreo, conforme a la Tabla II.4. Estudios Toma Información, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

v. De la Medición. El Operador Petrolero deberá presentar la información y documentación respecto a los Mecanismos de Medición, así como atender las disposiciones establecidas en la Normativa en Materia de Medición de Hidrocarburos.

vi. Del Aprovechamiento de gas. En caso de Campos relacionados con yacimientos de aceite y de gas y condensado, el Operador Petrolero deberá atender las disposiciones establecidas en la Normativa en la materia.

c) Reservas y producción. En esta sección se deberá presentar la siguiente información:

i. Reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción. Presentar la Tabla II.5. Reservas Plan Desarrollo , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx , con la información de reservas asociadas al Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto por el Operador Petrolero. Tener en cuenta lo siguiente:

1. Especificar la fecha de corte de la producción acumulada para el caso de las Reservas propuestas;

2. Los factores de recuperación actuales se deben calcular al 1 de enero del último ciclo de consolidación de reservas;

3. Los factores de recuperación finales esperados se deben calcular con la reserva al límite económico antes de impuestos, y

4. En los casos en que se cuente con cifras de reservas consolidadas previas a la presentación del Plan de Desarrollo para la Extracción, se debe adicionar la información conforme a la tabla antes descrita. El Operador Petrolero debe presentar la justificación y los criterios respecto a las variaciones de la información presentada en las tablas antes mencionadas.

En caso de que el Operador Petrolero no cuente con cifras de Reservas consolidadas, debe proporcionar la justificación que sustente los parámetros o la variación de estos respecto de lo proporcionado en la Tabla II.1. Información Técnica Yacimientos , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, con relación a la Descripción petrofísica y consideraciones presentadas en la Tabla II.5. Reservas Plan Desarrollo, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

ii. Producción. En esta sección se deberá presentar la siguiente información:

1. Los pronósticos de producción de los Hidrocarburos y del agua en el Área de Asignación o Contractual, de acuerdo con la Tabla II.6. Producción Plan Desarrollo , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx ;

2. Gráfico respecto de la producción y el comportamiento de la presión en formato editable de cada Campo que se encuentre en el Área de Asignación o Contrato.

d) Tecnologías a utilizar en el Plan propuesto. Presentar una matriz con las principales tecnologías, sin incumplir en los derechos de propiedad intelectual, que serán utilizadas en la ejecución del Plan de Desarrollo para la Extracción, incluyendo de manera enunciativa mas no limitativa, tecnologías de caracterización de Yacimientos, tanto estática como dinámica, perforación y terminación de Pozos, deshidratación, separación, medición, aseguramiento de flujo y Recuperación Avanzada.

e) Programa del Costo Total. Las inversiones y los gastos de operación incluidos como parte del Programa del Costo Total 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 del Costo Total.

i. Programa del Costo Total. Los Operadores Petroleros deberán presentar el desglose de las inversiones y gastos de operación programados, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y, en su caso, descripción. Las inversiones y los gastos de operación se deben presentar anualizados para la totalidad del periodo de Desarrollo para la Extracción y debe ser expresada en dólares de Estados Unidos, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla II.7. Programa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx .

Todas las actividades mencionadas en el Plan de Desarrollo para la Extracción deberán guardar correspondencia con las sub-actividades, tareas y, en su caso, descripciones asociadas descritas en la Tabla II.7. Programa del Costo Total .

Para la revisión y análisis de la información del Programa del Costo Total únicamente se considerarán como válidos los formatos establecidos por la Comisión, en correspondencia con el Plan de Desarrollo para la Extracción.

ii. Evaluación económica. Para el caso de los Contratos de producción compartida, la siguiente premisa será la que la Comisión considerará como base para su evaluación:

Presentar las principales variables, premisas de evaluación e indicadores económicos considerados y obtenidos en la evaluación económica de la alternativa seleccionada para el Plan de Desarrollo para la Extracción, de conformidad con lo establecido en la Tabla II.8. Evaluación Económica , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx .

Los Operadores Petroleros podrán determinar y utilizar premisas diferentes a la aquí establecida, debiendo en tal caso justificar su determinación.

Para el caso en el que los indicadores económicos del Plan de Desarrollo para la Extracción propuesto no sean económicamente viables, el Operador Petrolero deberá exponer las razones por las que los indicadores resultan negativos y presentar éstos en forma discretizada, para las Actividades de Desarrollo y Producción, agrupadas, y por separado los correspondiente a la Actividad de Abandono.

f) Recuperación Secundaria o Mejorada. Respecto los yacimientos de aceite, así como de gas y condensado en el Área de Asignación o Contractual, el Operador Petrolero deberá presentar la siguiente información:

i. Estudio de viabilidad técnica. El Operador Petrolero, deberá presentar un Estudio de Campos Análogos de acuerdo con la Tabla II.9. Campos Análogos , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx; así como, las conclusiones de la evaluación e indicando la pertinencia de aplicar los procesos analizados;

ii. Prueba Piloto. En caso de considerarlo pertinente, el Operador Petrolero deberá presentar la información siguiente para la implementación de una Prueba Piloto:

1. Objetivos y alcance;

2. Propiedades del fluido que será inyectado;

3. Estudios de desplazamiento en núcleos del yacimiento o análogos, con modelos analíticos o numéricos, indicando la siguiente información:

a. Propiedades consideradas,

b. Factor de recuperación adicional obtenido, y

c. Consideraciones para el escalamiento de las eficiencias de barrido en la prueba;

4 . Diseño de la Inyección Asociada a Recuperación Secundaria y Mejorada al Yacimiento;

5 . Costo estimado incluido dentro de la Tabla II.7. Programa del Costo Total , señalando que corresponde a la Prueba Piloto, y

6. Cronograma de trabajo de la Prueba Piloto, incluido dentro las Tablas: II.2. Alternativas Desarrollo Tabla II.3 Infraestructura Existente y Futura, y Tabla II.4. Estudios Toma Información , disponibles en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx; señalando que corresponde a la Prueba Piloto o al Proceso de Recuperación Secundaria y Mejorada;

iii. Masificación del proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada. El Operador Petrolero que justifique técnica y económicamente la masificación de un proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada, deberá presentar lo siguiente:

1. Modelo de yacimiento utilizado para el diseño del Proceso de recuperación;

2. Estudio de factibilidad económica, conforme a las premisas y consideraciones de la evaluación económica del Plan de Desarrollo para la Extracción, separando los costos, inversiones y volúmenes de fluidos asociados al proceso de Recuperación Secundaria o Mejorada como un escenario incremental;

3. Caracterización básica o especializada de los fluidos del yacimiento;

4. Resultados de los análisis básicos o especiales realizados a muestras de rocas;

5. Resultados de los análisis de los fluidos de inyección;

6. Resultados de las pruebas de inyectividad;

7. Resultados de los análisis de compatibilidad roca-fluidos y fluido-fluido;

8. Volumen, arreglos y esquema de inyección;

9. Fuente de suministro de los fluidos de inyección;

10. Gráficas de presión con y sin la implementación del método de recuperación seleccionado;

11. Factores de recuperación incrementales asociados al proceso a implementar, y

12. Cronograma de trabajo para la ejecución del método seleccionado incluido dentro las Tablas: II.2. Alternativas Desarrollo Tabla II.3 Infraestructura Existente y Futura, y Tabla II.4. Estudios Toma Información , disponibles en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx; señalando que corresponde al Proceso de Recuperación Secundaria y Mejorada o en su caso, la modificación de éstas.

En caso de no contar con la documentación señalada anteriormente, deberá ser indicado y su adquisición se incluirá como parte del cronograma de trabajo que sea presentado de conformidad con la fracción IV, inciso f), subinciso ii., subnumeral 6 del presente numeral.

En caso de implementar un proceso de Recuperación Secundaria la presentación de los requisitos previstos en los subnumerales 4, 6 y 7 del presente subinciso serán optativos.

APARTADO C

MODIFICACIÓN DEL PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN

Numeral 4. De los elementos para la 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 e indicar los apartados que no sean motivo de cambio respecto al Plan aprobado, adjuntando 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, conforme a la Tabla II.10. Comparativa Plan Desarrollo , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx.

Asimismo, se deberá presentar la Tabla II.11. Comparativa Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx, presentado el desglose de la modificación de las inversiones y gastos de operación a nivel sub-actividad petrolera, justificando las variaciones a partir del inicio del periodo de coincidencia entre el monto aprobado y el modificado. Esta información sólo se presentará si el operador modifica el Plan en términos del artículo 62, fracción III de los Lineamientos.

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos

Anexo III

Elaboración y presentación de los Programas de Transición

APARTADO A

OBJETO DEL ANEXO, FORMATO E INSTRUCCIONES PARA LA PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Numeral 1. Objeto del Anexo. El presente Anexo tiene por objeto establecer los elementos esenciales que debe contener el Programa de Transición. Los Operadores Petroleros deben presentar cada una de las secciones que se señalan en el presente Anexo indicando, si es el caso, el motivo por el cual no cuentan con la información que dé cumplimiento a lo solicitado en alguna sección en particular.

Numeral 2. Formato e instrucciones para la presentación de la información. La información a que refiere este Anexo y que presenten los Operadores Petroleros a la Comisión deberá ser entregada en formato digital, atendiendo la secuencia y contenidos que se describen a continuación:

I. Carpeta 1 – Programa de Transición. Según corresponda, en archivo de texto digital editable y en formato.pdf. Deberá incluir los elementos que se indican en los siguientes numerales;

II. Carpeta 2 – Información geográfica. La información georreferenciada deberá ser entregada en formato Shapefile (.shp), referida al DATUM ITRF08 época 2010.0 o más reciente, y

III. Carpeta 3 – Programa del Costo Total. La información contenida dentro de esta carpeta deberá presentarse en hojas de cálculo (.xls), que deberán mostrar, cuando sea posible, las fórmulas para obtener los datos reportados en los casos que sea procedente realizarlo y corresponderán al Programa del Costo Total.

APARTADO B

PROGRAMA DE TRANSICIÓN

Numeral 3. De los elementos del Programa de Transición. En el caso de los supuestos establecidos en los artículos 63, 64, 65 y 65 Bis. de los Lineamientos, el Programa de Transición deberá presentarse en el formato APT, y su instructivo correspondiente, incluyendo los siguientes aspectos en el orden señalado:

I. Resumen Ejecutivo. En esta sección el Operador Petrolero deberán describir los siguientes elementos:

a) Objetivos y alcance del Programa de Transición. Detallar el volumen total estimado por recuperar y el Factor de Recuperación de aceite y gas, y

b) Monto de la inversión y gastos de operación. Incluir el monto total de la inversión y gastos de operación en dólares de los Estados Unidos de América.

II. Descripción de los Campos y Yacimientos dentro del Área de Asignación o Contractual. En esta sección el Operador Petrolero deberá detallar los siguientes elementos:

a) Interpretación sísmica y configuración estructural. Se deberá presentar la siguiente información:

i. Información sísmica disponible, y

ii. Mapas de configuración estructural por Yacimiento en donde se observen los Pozos representativos perforados en el Área de Asignación o Contractual y, en su caso, las localizaciones consideradas en el Programa de Transición.

b) Geología. La cual contendrá:

i. Mapa(s) de las configuraciones estructurales por Yacimiento incluyendo el poblado de propiedades;

ii. Litología por cada formación productora;

iii. 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, la cual deberá incluir los siguientes elementos:

1. La proyección de los Pozos perforados y aquellos contemplados a perforar, que corten las mismas o proyecciones de los más cercanos;

2. Registros geofísicos de la trayectoria;

3. Proyección de la configuración a la entrada de las formaciones de interés, e

4. Intervalos probados en los Pozos;

iv. El modelo sedimentológico y su distribución por Yacimiento.

c) Fluidos. Presentar la información relativa a las muestras de fluidos obtenidas 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, conforme a la Tabla III.1 Información Técnica Yacimientos , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

En caso de realizar análisis y estudios de gas, presentar la información conforme a la Tabla II.1. Características y Componentes , de la Normativa en materia de Aprovechamiento del Gas Natural que para tal efecto emita la Comisión, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

d) Información técnica de los Yacimientos. Presentar la información de cada Yacimiento dentro del Área de Asignación o Contractual conforme a la Tabla III.1. Información Técnica Yacimientos , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

III. Programa de Transición. En esta sección el Operador Petrolero deberá describir lo siguiente:

a) Actividades del Programa de Transición. En esta sección se deberá describir o adjuntar la siguiente información:

i. Pozos. Información relativa a Pozos, debiendo presentar:

1. Los elementos preliminares de Pozos a perforar, completando para cada uno de los Pozos considerados en el Programa de Transición, la Tabla III.2. Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx ;

2. En caso de encontrarse en los supuestos del artículo 65 o 65 Bis. de los Lineamientos, 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 o 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.

En caso de contemplar la ejecución de reparaciones mayores, describir brevemente en que consiste y enunciar el o los pozos en los que se realizarán.

ii. Ductos. Presentar la información de los ductos que actualmente operan en el Campo y de los que serán construidos al amparo del Plan de Desarrollo para la Extracción de conformidad con la Tabla III.2. Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

iii. Infraestructura. Información relativa a la infraestructura, debiendo presentar:

1. La información de la infraestructura que actualmente opera en el Área de Asignación o Contractual a través de la Tabla III.2. Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx ;

2. Presentar la información de la infraestructura que será construida al amparo del Programa de Transición mediante la Tabla III.2. Infraestructura Existente y Futura , disponibles en el enlace: www.cnh.gob.mx , y

3. En caso de que el Operador Petrolero tenga considerado utilizar infraestructura que se encuentre fuera del Área de Asignación o Contractual, presentar la información conforme a la Tabla III.2. Infraestructura Existente y Futura , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

iv. Estudios y toma de información. Describir los estudios y actividades de toma de información considerados en el Programa de Transición, mediante la Tabla III.3. Estudios Toma Información Programa Transición , 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.

Adicionalmente, se deberán considerar las actividades de monitoreo del comportamiento del Yacimiento, con el fin de proponer la optimización del Plan de Desarrollo para la Extracción e indicar la frecuencia con la que se hará dicho monitoreo, conforme a la Tabla III.3. Estudios Toma Información Programa Transición.

v. De la Medición. El Operador Petrolero deberá atender las disposiciones establecidas en la Normativa en la materia, y

vi. Del Aprovechamiento de gas. En caso de Campos nuevos o modificación el Operador Petrolero deberá atender las disposiciones establecidas en la Normativa en la materia;

b) Producción. Presentar los pronósticos de producción de los Hidrocarburos y del agua en el Área de Asignación o Contractual, de acuerdo con la Tabla III.4. Producción Programa Transición , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx ;

c) Combinación tecnológica para el Programa de Transición propuesto. Presentar una matriz con las principales tecnologías, sin incumplir en 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, y

d) Programa del Costo Total. Presentar el desglose de la inversión y gastos de operación programados, al menos, por sub-actividad petrolera, tarea y, en su caso, descripción, describiendo y detallando cuando sea posible los estudios, actividades o trabajos a realizar e indicando los parámetros o unidades de éstos. Las inversiones y gastos de operación se deben presentar mensualizadas para la totalidad del periodo de Transición y deben estar expresadas en dólares de Estados Unidos de América, todo lo anterior de acuerdo con la Tabla III.5. Programa del Costo Total , 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, en su caso, descripciones asociadas descritas en la Tabla III.5. Programa del Costo Total , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx .

e) Recuperación Secundaria o Mejorada. Respecto los yacimientos de aceite, así como de gas y condensado en el Área de Asignación o Contractual, cuando el Operador Petrolero considere la implementación de un método de Recuperación Secundaria o Mejorada, deberá presentar la siguiente información:

i. Estudio de viabilidad técnica. El Operador Petrolero, deberá presentar un Estudio de Campos Análogos de acuerdo con la Tabla II.9. Campos Análogos , disponible en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx; así como, las conclusiones de la evaluación e indicando la pertinencia de aplicar los procesos analizados, y

ii. Prueba Piloto. En caso de contar con la información, el Operador Petrolero deberá presentar la información siguiente para la implementación de una Prueba Piloto:

1. Objetivos y alcance;

2. Propiedades del fluido que será inyectado;

3. Estudios de desplazamiento en núcleos del yacimiento o análogos, con modelos analíticos o numéricos, indicando la siguiente información:

a. Propiedades consideradas,

b. Factor de recuperación adicional obtenido, y

c. Consideraciones para el escalamiento de las eficiencias de barrido en la prueba.

4. Diseño de la Inyección Asociada a Recuperación Secundaria y Mejorada al Yacimiento;

5. Costo estimado incluido dentro de la Tabla III.5. Programa del Costo Total , señalando que corresponde a la Prueba Piloto, y

6. Cronograma de trabajo de la Prueba Piloto incluido dentro las Tablas III.2 Infraestructura Existente y Futura y III.3. Estudios Toma Información Programa Transición , disponibles en el siguiente enlace: www.cnh.gob.mx; señalando que corresponde a la Prueba Piloto o al Proceso de Recuperación Secundaria y Mejorada.

Tabla CTR – Datos Generales

‎

Costos de ductos construidos

‎

Costos de instalaciones construidas

‎

Costos de perforaciones y terminaciones realizadas

‎

Costos de Intervenciones realizadas

Montos erogados

‎

Formato AP

‎

‎

‎

‎

Formato MP

‎

‎

‎

‎

‎

‎

‎

‎

Formato PTP

‎

‎

‎

‎

Tablas del Formato PTP - Tabla Cronograma Actividades

‎ Tabla Presupuesto Plan de Exploración y Plan de Desarrollo para la Extracción

Parte 1 de 2

Parte 2 de 2

‎

Tabla de Información del Fideicomiso de Abandono - Inventario Pozos

Parte 1 de 4

‎

Parte 2 de 4

Parte 3 de 4

Parte 4 de 4

‎

Inventario Ductos

Parte 1 de 3

‎

Parte 2 de 3

‎

Parte 3 de 3

‎

Inventario Instalaciones

Parte 1 de 4

Parte 2 de 4

Parte 3 de 4

Parte 4 de 4

‎

Costeo de Actividades Pozos

1 de 2

2 de 2

Costeo de Actividades Ductos

1 de 2

2 de 2

Costeo de Actividades Instalaciones

1 de 2

2 de 2

Cálculo de Aportaciones Fondo

‎

Cálculo de Aportaciones Perfiles

‎

Tabla Producción

Formato PE

‎

‎

‎

‎

‎

Formato IE

‎

‎

‎

‎

Formato APT

‎

‎

‎

‎

Formato MPTP

‎

‎

‎

Formato POA-AR

‎

‎

Formato ND

‎

‎

Formato DDC

‎

‎

Formato TRSM

‎

Tabla Indicadores RSyM

Tabla APCN

Tabla comparativa programa de contenido nacional

Formato SPC

‎

Tabla Informe Bimestral de actividades, gastos e inversiones de Contratos para la Exploración y Extracción

Parte 1 de 3

‎

Parte 2 de 3

‎

Parte 3 de 3

‎

Formato SPA-EXP

‎

Tabla de Informe de Actividades en Asignaciones de Exploración

 

‎

Tabla de Informe Bimestral de Inversiones en Asignaciones de Exploración

Formato SPA-EXT

‎

Tabla informe Bimestral de Actividades en Asignaciones de Extracción – Perforaciones

‎ Tabla informe Bimestral de Actividades en Asignaciones de Extracción - Terminaciones

Tabla informe Bimestral de Actividades en Asignaciones de Extracción - Reparaciones Mayores

‎ Tabla informe Bimestral de Actividades en Asignaciones de Extracción - Reparaciones Menores

Tabla informe Bimestral de Actividades en Asignaciones de Extracción - Taponamientos

Tabla Informe Bimestral de Costos en Asignaciones de Extracción - Gastos de Operación

‎

Tabla Informe Bimestral de Costos en Asignaciones de Extracción - Inversiones

‎ Tablas del Anexo I

Tabla I.1. Prospectos Exploratorios

Tabla I.2. Cronograma

‎ Tabla I.3. Programa del Costo Total

Parte 1 de 2

Parte 2 de 2

Tabla I.4. Comparativa Modificación

Parte 1 de 2

‎

Parte 2 de 2

Tabla I.5. Comparativa del Costo Total

‎ Tabla I.6. Descubrimiento

Tabla I.7. Informe de Evaluación

Parte 1 de 2

‎

Parte 2 de 2

‎

Tabla I.8. Pozo Delimitador

Parte 1 de 2

Parte 2 de 2

Tabla I.9. Referencias Shape

Tabla I.10. Estudio Viabilidad

Evaluación Económica

Ingresos a favor del Estado

Parte 1 de 2

‎

Parte 2 de 2

Estudio Viabilidad

‎

Tablas del Anexo II

Tabla II.1. Información Técnica Yacimientos

Parte 1 de 4

‎

Parte 2 de 4

‎

 

Parte 3 de 4

‎

Parte 4 de 4

‎ Tabla II.2. Alternativas Desarrollo

Tabla II.3. Infraestructura Existente y Futura

Parte 1 de 2

‎

Parte 2 de 2

‎ Tabla II.4. Estudios Toma Información

Tabla II.5. Reservas Plan Desarrollo

‎

Tabla II.6. Producción Plan Desarrollo

‎ Tabla II.7. Programa del Costo Total

Parte 1 de 2

Parte 2 de 2

‎

Tabla II.8. Intervenciones Pozos - Evaluación Económica

Ingresos a Favor del Estado

Parte 1 de 3

Parte 2 de 3

Parte 3 de 3

‎

Tabla II.9. Campos Análogos

‎

Tabla II.10. Comparativa Plan Desarrollo

Tabla II.11. Comparativa del Costo Total

‎

Tablas del Anexo III

Tabla III.1. Información Técnica Yacimientos

Parte 1 de 3

Parte 2 de 3

‎

Parte 3 de 3

‎

Tabla III.2. Infraestructura Existente y Futura

‎

Tabla III.3. Estudios Toma Información Programa Transición

‎

Tabla III.4. Producción Programa Transición

‎ Tabla III.5. Programa del Costo Total

Parte 1 de 2

Parte 2 de 2

ARTÍCULO SEGUNDO: Se emiten los Lineamientos de Pozos para quedar como sigue:

LINEAMIENTOS DE POZOS

TÍTULO I

De las disposiciones generales

Capítulo I

Del objeto y aplicación de los Lineamientos

Artículo 1. Del objeto de los Lineamientos. Los Lineamientos tienen por objeto lo relativo a las Autorizaciones para la Perforación de Pozos durante las actividades de Exploración y Extracción, así como de los Avisos de Pozos de Desarrollo que no requieren Autorización, hasta su Taponamiento Permanente.

I. Los criterios para conformar la Identificación y Clasificación de los Pozos, así como de los Yacimientos y Campos donde estos se encuentren;

II. Las obligaciones de los Operadores Petroleros en materia de Perforación de Pozos;

III. Los requisitos para la presentación de la solicitud de Autorización, así como los criterios para su aprobación y renovación o en su caso, para la presentación del aviso para Pozos que no requieren Autorización, y

IV. Los mecanismos para supervisar el cumplimiento de los Lineamientos y los términos y condiciones de las Autorizaciones.

Artículo 2. Del ámbito de aplicación de los Lineamientos . Los Lineamientos son de carácter general y observancia obligatoria para los Operadores Petroleros que pretendan realizar actividades relativas a la Perforación, Terminación y taponamiento de Pozos en México.

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

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

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

Los asuntos que no tengan previsto un trámite específico conforme a los Lineamientos se tramitarán conforme a lo dispuesto en la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

En casos excepcionales, en los Lineamientos se podrán adoptar las medidas de emergencia que la Comisión considere necesarias para salvaguardar las bases establecidas en el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

Artículo 3. De las definiciones. Para efectos de la instrumentación e interpretación de los Lineamientos y sus Anexos, serán aplicables, en singular o plural, las definiciones previstas en el artículo 4 de la Ley, así como las siguientes:

I. Abandono de Pozo: Actividad donde se realiza el Desmantelamiento del aparejo de prueba o producción, el Taponamiento Permanente, retiro de los Materiales y equipos utilizados en el Pozo y, en su caso, la colocación del monumento de abandono;

II. Accidente: Evento que con tal carácter defina la Agencia en la Normativa que emita en el ámbito de sus atribuciones;

III. Accidente Mecánico: Evento generado por una falla en el equipo en superficie o falla de herramientas de fondo derivada de fenómenos físicos, químicos o fisicoquímicos en el interior del Pozo que interrumpe la continuidad operativa e impide continuar con las actividades programadas, derivando en el Abandono del Pozo;

IV. Acuífero: Formación geológica o conjunto de formaciones geológicas hidráulicamente conectadas entre sí, por las que circulan o se almacenan aguas del subsuelo que pueden ser extraídas para su explotación, uso o aprovechamiento y cuyos límites laterales y verticales se definen convencionalmente para fines de evaluación, manejo y administración de las aguas nacionales del subsuelo;

V. Agencia: Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos;

VI. Agente Apuntalante: Material sólido redondeado de un tamaño particular, probadamente efectivo, transportado por medio de determinado fluido, que evita, al término del proceso de Fracturamiento Hidráulico, el cierre de la fractura, dejando un empaque conductivo que facilita el transporte de los fluidos desde el Yacimiento hasta el Pozo;

VII. Anexo: Documento descriptivo en el cual la Comisión establece el nivel de detalle técnico para la definición de la nomenclatura, así como el listado de las Mejores Prácticas de la Industria en materia de Diseño, Construcción, Terminación, Mantenimiento, reparación y taponamiento, y que forman parte integral de los Lineamientos;

VIII. Área Prospectiva: Superficie dentro de la cual se estima que, a nivel del subsuelo, podrían existir las condiciones para una posible acumulación de Hidrocarburos que podrían ser potencialmente descubiertos;

IX. Autorización: Acto administrativo emitido por la Comisión, por virtud del cual se autoriza a un Operador Petrolero, llevar a cabo la Perforación de un Pozo determinado;

X. Autorizado: El Operador Petrolero titular de una Autorización;

XI. Barreras: Elementos que previenen el flujo no planificado, dentro de un Pozo, de fluidos o gases de la formación a la superficie o a otra formación;

XII. Cambio de Intervalo: Consiste en aislar o taponar en un Pozo el intervalo agotado o invadido de agua y disparar o habilitar otro intervalo para la extracción de Hidrocarburos;

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

XIV. Caso Fortuito o Fuerza Mayor: Cualquier acto o hecho que impida al Operador Petrolero cumplir con sus obligaciones si dicho acto o hecho va más allá de su control y no es resultado del dolo o culpa del Operador Petrolero, siempre que este no pudiera evitar dicho acto o hecho tomando acciones diligentes. Queda expresamente entendido que no se tomará en cuenta dificultades económica o cambio en las condiciones de mercado;

XV. Ciclo de Vida: Todas las etapas del Pozo desde su Diseño, Construcción y operación hasta el Abandono de Pozo;

XVI. Clasificación: Serie de dígitos agrupados en tres bloques que se utilizan para categorizar los Pozos de acuerdo con el objetivo inicial de la Perforación, sus resultados y la condición actual de cada Pozo;

XVII. Comisión: Comisión Nacional de Hidrocarburos;

XVIII. Conjunto de Preventores: BOP, por sus siglas en inglés - Blow Out Preventors , el sistema de válvulas y elementos de corte y sello total del Pozo, operadas generalmente en forma remota a través de accionadores hidráulicos, conformadas por elementos sellantes de los espacios anulares, que se conectan directamente al cabezal del Pozo y se utilizan para evitar el flujo descontrolado de fluidos del Pozo hacia la superficie y prevenir un reventón;

XIX. Construcción: La Perforación de cada una de las etapas del Pozo, así como la colocación y cementación de las diferentes tuberías de revestimiento comprendidas dentro de dichas etapas. La Construcción finaliza, cuando se cementa y se prueba la última tubería de revestimiento o cuando se perfora la última etapa de un Pozo cuya Terminación será en agujero descubierto;

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

XXI. Conversión: Actividad mediante la cual un Pozo al concluir su objetivo, se adecua o se modifica para realizar una función distinta a la original, en el entendido de que esta modificación puede ser para la inyección de fluidos al Yacimiento con propósitos de recuperación secundaria o mejorada, con propósitos de almacenamiento, para inyección de residuos o productores;

XXII. Desarrollo Masivo: Período de extracción comercial intensiva del área asignada posterior a su caracterización estática y dinámica detallada, así como a las pruebas de tecnologías y procesos realizados por el Operador Petrolero;

XXIII. Desmantelamiento: Es la acción de desconectar y remover las partes de un sistema al término de su vida funcional;

XXIV. Desviador de Flujo: Dispositivo de control del Pozo, utilizado antes de cementar la tubería de revestimiento superficial y de instalar el conjunto inicial de preventores, con el fin de manejar flujos de fluidos de formaciones someras, desviándolos a sitios alejados del equipo y del personal;

XXV. Dictamen Técnico: Acto administrativo en el que la Comisión expresa el análisis técnico económico de los Planes o Programas según corresponda, en términos del artículo 44 de la Ley, los Lineamientos, así como de las Asignaciones y Contratos respectivos;

XXVI. Diseño: Es la arquitectura planeada de un Pozo en función de los elementos geológicos, geofísicos y de ingeniería, que considera la complejidad operativa del área, aplicación de lecciones aprendidas y Mejores Prácticas de la Industria;

XXVII. Fluido Fracturante: Sustancia utilizada durante el proceso de Fracturamiento Hidráulico, diseñada especialmente para abrir y propagar la fractura, así como transportar el Agente Apuntalante desde la superficie hasta la formación productora;

XXVIII. Fracturamiento Hidráulico: Operación enfocada al incremento de la productividad o inyectividad de los Pozos, a través de la creación de fracturas en el medio poroso que faciliten el flujo de fluidos;

XXIX. Identificación del Pozo: Serie de dígitos que tiene como objeto nombrar de manera oficial a cada Pozo mediante una representación numérica para efecto de identificar con un registro a cada Pozo;

XXX. Incidente: Evento que con tal carácter defina la Agencia en la Normativa que emita en el ámbito de sus atribuciones;

XXXI. Información Técnica: Datos e información obtenidos como resultado de las actividades de Exploración y Extracción durante el Ciclo de Vida del Pozo;

XXXII. Lechada: Mezcla homogénea de cemento, fluidos y aditivos;

XXXIII. Ley: Ley de Hidrocarburos;

XXXIV. Lineamientos: Los Lineamientos de Pozos;

XXXV. Lineamientos de Planes: Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de los Planes de exploración y de desarrollo para la extracción de Hidrocarburos, así como sus modificaciones;

XXXVI. Mantenimiento: Conjunto de actividades o intervenciones predictivas, preventivas y correctivas derivadas de la administración de la producción, incluyendo reparaciones, desde el Diseño de la intervención hasta el taponamiento. Lo anterior, con base en pruebas que confirman que después de una operación, la parte del Pozo o equipo intervenida, quedó en condiciones idóneas para continuar con la actividad consecuente;

XXXVII. Materiales: Conjunto de artículos, suministros, materias primas, productos químicos, tuberías, entre otros, utilizados durante el Ciclo de Vida;

XXXVIII. Mejores Prácticas de la Industria: Son las normas, las metodologías, los métodos, estándares, prácticas operativas y procedimientos, aplicados al Ciclo de Vida del Pozo, los cuales, se esperaría obtener los resultados planeados e incrementarían los beneficios técnicos y económicos en el mismo;

XXXIX. Modelo de Diseño: Diseño que probadamente puede replicarse, con los ajustes necesarios, en un número determinado de Pozos para el desarrollo parcial o total de un Yacimiento o Play, sustentado en las similitudes geológicas y geofísicas de este;

XL. Normativa: Significa todas las leyes, reglamentos, disposiciones administrativas de carácter general, decretos, órdenes administrativas, sentencias judiciales y demás normas o decisiones de cualquier tipo expedidas por cualquier autoridad gubernamental y que se encuentren en vigor en el momento que se trate;

XLI. Obstáculo a la Continuidad Operativa: Se refiere a eventos en los que se presentan Incidentes, Accidentes, Caso Fortuito o Fuerza Mayor que afectan el ritmo de operación, y que implican un paro en las operaciones hasta que estas sean reanudadas de manera segura;

XLII. Operador Petrolero: Se refiere a los Asignatarios y Contratistas, según corresponda;

XLIII. Oficialía de Partes Automatizada: Portal de internet que permite a los Operadores Petroleros presentar promociones electrónicas a la Comisión y a ésta emitir los actos administrativos correspondientes para el cumplimiento de los Lineamientos;

XLIV. Perforación: Es el conjunto de actividades para realizar y mantener la horadación que comunica al Yacimiento con la superficie, mediante herramientas diseñadas para la prospección o Extracción de Hidrocarburos;

XLV. Perforación por Etapas: Se refiere al método de Perforación y Terminación de Pozos que consiste en establecer una secuencia de operación por etapas de manera repetitiva en dos o más Pozos;

XLVI. Plan: Cualquiera de los Planes sujetos a aprobación de la Comisión conforme a las disposiciones emitidas por ésta, o bien, en términos de los Contratos o Asignaciones;

XLVII. Polígono Marítimo: Área geográfica ubicada en el mar territorial enmarcado dentro de Coordenadas geográficas específicas, acorde con el Anexo I de los Lineamientos;

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

XLIX. Pozo Alterno: Pozo que es perforado cuando las coordenadas originalmente planeadas deben modificarse, así como cuando las condiciones operativas del Pozo original obligan al Abandono del Pozo, manteniendo el Diseño y objetivo geológico programado;

L. Pozo Costa Afuera: Pozo que se construye a partir del lecho marino, con el objeto de comunicar un Yacimiento con la superficie;

LI. Pozo de Alivio: Pozo que se perfora con la finalidad de controlar el flujo de fluidos o aliviar presión del Yacimiento en un Pozo descontrolado;

LII. Pozo de Almacenamiento: Pozo a perforar o existente a recuperar en Yacimientos agotados, con el propósito de almacenar Hidrocarburos de manera subterránea en estructuras que cuenten con condiciones favorables;

LIII. Pozo de Desarrollo: Pozo que se perfora dentro de los límites de un Yacimiento conocido, teniendo como objetivo la extracción comercial de Hidrocarburos;

LIV. Pozo Delimitador: Pozo Exploratorio que se perfora dentro de lo que se consideran los límites de un Yacimiento con los objetivos de: i) delimitarlo horizontal y verticalmente; ii) confirmar la distribución de la roca almacén en cuerpos sedimentarios por cambio de facies dentro de la misma estructura, y iii) adquirir información que permita actualizar el modelo geológico, reduciendo la incertidumbre, reclasificar y actualizar las reservas, evaluar la rentabilidad y programar la estrategia de desarrollo;

LV. Pozo de Evaluación: Pozo que se perfora dentro de los límites de un Yacimiento conocido, con el fin obtener información de su estado actual, evaluar su rentabilidad y programar una estrategia de Desarrollo;

LVI. Pozo de Sondeo Estratigráfico: Pozo Exploratorio que se perfora con el objeto de conocer las formaciones geológicas para obtener información relacionada con los espesores de la columna estratigráfica, características litológicas y petrofísicas, así como comprobar la existencia de algunos elementos del sistema petrolero;

LVII. Pozo en Aguas Profundas: Pozo con un tirante de agua igual o superior a 500 metros y que no rebase 1,500 metros;

LVIII. Pozo en Aguas Someras: Pozo con un tirante de agua menor a 500 metros;

LIX. Pozo en Aguas Ultra Profundas: Pozo con un tirante de agua igual o superior a 1,500 metros;

LX. Pozo en Yacimientos Transfronterizos: Pozo cuya ubicación y Autorización queda comprendida dentro de los límites y términos señalados en los tratados internacionales suscritos por el Estado Mexicano;

LXI. Pozo Exploratorio: Pozo cuyo objetivo es conocer la columna estratigráfica, confirmarla existencia de un sistema petrolero y, en su caso, localizar y delimitar un posible Yacimiento con el fin de incorporar Reservas. En esta categoría también se encuentran los Pozos de Sondeo Estratigráfico y Pozos Delimitadores; están comprendidos los Pozos para Yacimientos Convencionales, ya sean terrestres o Pozos Costa Afuera;

LXII. Pozo Exploratorio en nuevo Campo: Pozo que se perfora en trampas estructurales, estratigráficas o mixtas, de las cuales se conocen las características generales de la geología del subsuelo. El objetivo de estos Pozos es descubrir Yacimientos ubicados en áreas donde no se ha establecido producción de Hidrocarburos;

LXIII. Pozo Exploratorio en nuevo Yacimiento: Pozo que se perfora en trampas estructurales, estratigráficas o mixtas, de las cuales se conocen las características geológicas del subsuelo. Estos Pozos tienen como objetivo descubrir Yacimientos en áreas donde ya se tienen Campos productores, y se estima la posibilidad de encontrar una nueva acumulación de Hidrocarburos en bloques vecinos a estructuras o Campos ya descubiertos;

LXIV. Pozo Híbrido: Pozo cuya Terminación puede realizarse con un cabezal submarino y en superficie, con un cabezal de tubería de revestimiento, con un cabezal de tubería de producción, con un colgador de tubería de producción, o bien, con un árbol de válvulas. Un Pozo Híbrido puede tener una o dos tuberías de revestimiento conectadas desde el cabezal submarino hasta los equipos de superficie;

LXV. Pozo Horizontal: Pozo de trayectoria horizontal con respecto a la vertical con valores de inclinación entre 80° y 95°;

LXVI. Pozo Inyector: Pozo perforado para permitir la inyección de fluidos con fines de recuperación secundaria, recuperación mejorada, almacenamiento o disposición de fluidos;

LXVII. Pozo Letrina: Pozo que deja de ser productor y su objetivo principal es permitir la inyección de recortes de la formación o fluidos residuales que sean producto de la Perforación, para su almacenamiento o desecho;

LXVIII. Pozo Multilateral: Pozo en el cual, desde un agujero primario, se perforan a cualquier profundidad, dirección e inclinación, dos o más Ramificaciones;

LXIX. Pozo Piloto: Pozo que se perfora para confirmar las condiciones geológicas o geofísicas de una formación, ya sean previas o durante la Perforación, a fin de evaluar o confirmar las condiciones inicialmente proyectadas en los estudios realizados, o bien, para obtener núcleos;

LXX. Pozo Productor: Pozo a través del cual se extraen Hidrocarburos en condiciones estabilizadas y sustentadas mediante pruebas de producción. Dicho Pozo pudo estar comprendido en la categoría de Pozo Exploratorio y, como resultado de una modificación a su Diseño, se reubica en la categoría de Pozo de Desarrollo;

LXXI. Pozo Tipo: Pozo representativo para el desarrollo parcial o total de un Campo terrestre, lacustre o en aguas someras para Yacimientos No Convencionales;

LXXII. Programa: Se entenderá de forma indistinta al programa de evaluación, programa piloto o programa de transición asociados al Plan;

LXXIII. Programa de Perforación: Documento por el que el Operador Petrolero detalla las acciones, los tiempos y los movimientos proyectados, durante el proceso de Perforación hasta su Terminación;

LXXIV. Profundización del Pozo: Desarrollo de la Perforación en un Pozo ya perforado, con la finalidad de incrementar su profundidad para alcanzar o producir en un intervalo más profundo o, para los fines que el Operador Petrolero determine;

LXXV. Ramificación: Agujero que parte lateralmente de un agujero primario o principal;

LXXVI. Reentrada: Intervención en la cual se utiliza la tubería de revestimiento cementada de un Pozo, para iniciar una Ramificación que permita llegar a un objetivo, o bien continuar con la Perforación;

LXXVII. SAGD: Por sus siglas en inglés, Steam Assisted Gravity Drainage . Método térmico de segregación gravitacional asistida por vapor, utilizado para la recuperación de aceites pesados. Consiste en construir dos Pozos Horizontales, donde uno es productor de aceite y el otro es inyector de vapor colocado encima del Pozo Productor; también puede utilizarse este método construyendo un solo Pozo Horizontal con Terminación especial;

LXXVIII. Taponamiento Permanente: Actividades que con tapones de cemento y/o Barreras mecánicas en un Pozo, eliminan todo posible flujo hacia la superficie y aíslan los fluidos de formaciones de los Acuíferos, sin la intención de poder ser utilizado o reingresado;

LXXIX. Taponamiento Temporal: Actividades que con tapones de cemento y/o Barreras mecánicas en un Pozo eliminan todo posible flujo hacia la superficie y aíslan los fluidos de formaciones de los Acuíferos, dejando el Pozo con la posibilidad de incorporarse a producción de Hidrocarburos en el futuro, o ser usados con otro fin diferente al de producción;

LXXX. Tercero Independiente: Persona física o moral contratada para auxiliar en los procesos de certificación del Diseño de la Perforación y Terminación. Los Terceros Independientes pueden ser colegios de ingenieros petroleros, institutos, asociaciones o entidades nacionales o internacionales, reconocidos en materia de ingenierías de Perforación y Terminación de Pozos;

LXXXI. Terminación: Operaciones posteriores a la Construcción del Pozo que consideran, entre otros, la introducción del aparejo de producción, el disparo del intervalo de interés, la estimulación del Pozo la evaluación de la formación, según sea el caso, con el objetivo de dejar el Pozo cumpliendo con el fin para el cual fue perforado;

LXXXII. Terminación con SAGD: Aplica cuando se utiliza este método, construyendo un solo Pozo Horizontal con Terminación especial;

LXXXIII. Terminación Doble: Pozo con un solo agujero terminado, con tubulares y equipos que hacen posible la producción de dos zonas separadas para la que se utilizan dos tuberías de producción, para proporcionar el nivel de control y seguridad necesarios para producir separadamente los fluidos de ambas zonas. En algunas Terminaciones, la segunda zona o zona superior se hace producir por el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento;

LXXXIV. Terminación Selectiva: Variante de la Terminación Sencilla en la cual el Pozo se termina para producir Hidrocarburos en dos o más Yacimientos. Para esto, se requiere adaptar la tubería de producción, utilizando empacadores y herramientas especiales frente a cada Yacimiento, con el fin de permitir que los Hidrocarburos fluyan del Yacimiento seleccionado y los otros se mantengan sin producir;

LXXXV. Terminación Sencilla: Pozo con un agujero terminado en un solo Yacimiento, con tubería de producción por donde se extrae el Hidrocarburo proveniente de éste;

LXXXVI. Terminación Triple: Pozo con un solo agujero terminado con tubulares y equipos que hacen posible la producción de tres zonas separadas para el que se utilizan tres tuberías de producción, a fin de proporcionar el nivel de control y seguridad necesarios para producir separadamente los fluidos de las tres zonas. En algunas Terminaciones Triples, la tercera zona o zona superior se hace producir por el espacio anular existente entre las tuberías de producción y la tubería de revestimiento;

LXXXVII. Ventana Operativa: Es el área comprendida entre las curvas de presión de poro y presión de fractura, en una gráfica de presión contra profundidad;

LXXXVIII. Vigencia del Inicio de Actividades : Periodo para comenzar las actividades de Perforación del Pozo, en los términos y condiciones de una Autorización, iniciando a partir de su otorgamiento;

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

XC. Yacimiento No Convencional: Acumulación natural de Hidrocarburos en rocas generadoras o en rocas almacén compactas, en la que, para la extracción de éstos, el sistema roca-fluido requiere ser estimulado para su producción.

Artículo 4. De la información que la Comisión compartirá con otras autoridades competentes. La Comisión podrá compartir información con otras autoridades competentes en el sector Hidrocarburos. Lo anterior, en el marco de sus respectivas facultades y atribuciones.

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

Artículo 6. De la celebración de reuniones de trabajo. Para efectos de tratar asuntos materia de los Lineamientos, se podrán llevar a cabo las reuniones de trabajo que la Comisión considere necesarias, a las que los Operadores Petroleros deberán asistir.

Adicionalmente, para una pronta comunicación con los Operadores Petroleros, la Comisión podrá habilitar el intercambio de comunicaciones, a través de teleconferencias grabadas. Lo anterior, sin que ello exima de la presentación de los documentos soporte correspondientes y dentro de los tiempos, formatos y mecanismos de comunicación autorizados.

Las aclaraciones realizadas con motivo de la celebración de dichas reuniones de trabajo formarán parte del expediente correspondiente.

En el caso de los procedimientos de Autorización, la celebración de reuniones de trabajo no suspende el plazo con el que la Comisión cuenta para resolver las solicitudes de Autorización.

Capítulo II

De las obligaciones generales de los Operadores Petroleros

Artículo 7. De la responsabilidad de los Operadores Petroleros. Los Operadores Petroleros son responsables de todas las actividades y operaciones relacionadas con la Perforación del Pozo, así como de los efectos generados por éstas. Lo anterior, incluyendo las actividades de Diseño, Construcción del Pozo, Terminación, Mantenimiento y taponamiento de éste, y deberá contar con personal capacitado técnicamente para la realización de las actividades.

Los Operadores Petroleros serán responsables de los daños que resulten de la Perforación de Pozos que realicen, con independencia de la vigencia de su Asignación o Contrato, así como de los daños causados por cualquier persona contratada por éste para tales efectos, de los Materiales, Equipos y accesorios usados para llevar a cabo las actividades que realice y de cumplir con los elementos técnicos y operativos previstos en los Lineamientos y de conformidad con las Mejores Prácticas de la Industria.

Asimismo, los Operadores Petroleros serán responsables de todas las actividades relacionadas con la Perforación de los Pozos, y de aquéllos preexistentes que hayan sido aceptados como útiles al amparo de su Asignación o Contrato, durante su Ciclo de Vida, como se menciona en el primer párrafo del presente artículo, lo cual incluye la integridad del Pozo.

Artículo 8. De la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria. Los Operadores Petroleros deberán observar las Mejores Prácticas de la Industria para la Perforación de Pozos.

Para tal efecto, será obligatorio para los Operadores Petroleros la observancia de, al menos, las Mejores Prácticas de la Industria señaladas en el Anexo II de los Lineamientos, así como las actualizaciones que de estas se realicen.

Sin detrimento de lo anterior, los Operadores Petroleros podrán proponer a la Comisión, al momento de presentar sus solicitudes de Autorización o entregar el aviso de Pozos que no requieren Autorización, la adopción de prácticas operativas o estándares equivalentes, distintas o superiores a las señaladas en el Anexo II de los Lineamientos, o bien, que se adecuarían de mejor forma por ser más eficientes o eficaces para las características geológicas o condiciones geofísicas, y otros requerimientos inherentes a la Perforación del Pozo.

Artículo 9. Del resguardo de información. Los Operadores Petroleros deberán documentar y resguardar toda la información relacionada con las actividades de Perforación de cada Pozo, durante la vigencia de la Asignación o Contrato de que se trate y hasta cinco años posteriores.

Para lo anterior, los Operadores Petroleros mantendrán la integridad y disponibilidad de dicha información en caso de que la Comisión lo requiera, por lo que todas las descripciones y análisis de datos se deberán realizar en forma continua. Lo anterior es aplicable a la interpretación y análisis de la información.

Asimismo, los Operadores Petroleros deberán remitir al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos la información, en los términos de la regulación que para tal efecto emita la Comisión, las muestras y los estudios que resulten de las actividades contenidas en las Autorizaciones.

Artículo 10. De la información que deben entregar los Operadores Petroleros. Los Operadores Petroleros deberán entregar la información de cumplimiento de los Lineamientos, de conformidad con los formatos que para tal efecto establezca la Comisión y a través de los medios que permite la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

La Comisión habilitará el uso de la Oficialía de Partes Automatizada para el seguimiento y comunicación entre los Operadores Petroleros y la Comisión. A través de dicho mecanismo electrónico, los Operadores Petroleros podrán remitir informes, reportes, avisos y notificaciones a la Comisión. La información reportada a través de dicho sistema servirá como base para acreditar y supervisar el cumplimiento de los Lineamientos, sin perjuicio de la demás información que la Comisión pueda requerir con motivo de las actividades de seguimiento y supervisión.

Las solicitudes de Autorización y toda la información entregada por los Operadores Petroleros deberán presentarse en idioma español. La Comisión podrá permitir la presentación de documentos en idioma inglés sólo cuando éstos sean parte de la descripción y soporte técnico-descriptivo de las Mejores Prácticas de la Industria o de los Materiales a utilizar en las actividades a autorizar.

Con el objeto de evitar duplicidad en la entrega de información, no será necesario entregar aquellos documentos que fueron entregados con anterioridad por los Operadores Petroleros a la Comisión, siempre y cuando no hayan sufrido modificación alguna. Lo anterior, siempre que las referidas solicitudes hayan sido resueltas favorablemente.

El Operador Petrolero deberá hacer referencia a la fecha en la que la o las solicitudes originales fueron ingresadas a la Comisión, relación de los documentos que ya fueron entregados con anterioridad y el o los nombres de los Pozos autorizados, con base en dicha información.

Cuando el Operador Petrolero por más de una ocasión, remita de forma dolosa o injustificada información o reportes falsos o incompletos, o los oculte a la Comisión, se considerará causa grave para los efectos correspondientes de los artículos 10 o 20 de la Ley.

El Operador Petrolero podrá solicitar reuniones de trabajo, exclusivamente para celebrarse durante el periodo de prevención, o bien, la Comisión podrá citar a comparecer a éstos, para realizar aclaraciones correspondientes, hasta antes de concluir el periodo establecido para la evaluación técnica.

Las aclaraciones realizadas con motivo de la celebración de dichas reuniones de trabajo formarán parte de la información con base en la cual la Comisión resolverá las solicitudes correspondientes.

La celebración de reuniones de trabajo no suspende el plazo con el que la Comisión cuenta para resolver las solicitudes de Autorización de Perforación de Pozos.

Artículo 11. Del pago de aprovechamientos . El Operador Petrolero deberá pagar los derechos y aprovechamientos que al efecto se establezcan, a fin de tramitar las solicitudes de Perforación de Pozos, así como del análisis de los avisos de Perforación de Pozos de Desarrollo que no requieren Autorización, incluyendo la supervisión de su cumplimiento. Así mismo, deberán pagar los derechos y aprovechamientos, por cualquier otro concepto en términos de los Lineamientos y conforme establezca la Normativa aplicable, y encontrarse al corriente en el pago por los conceptos que otras disposiciones de la Comisión así lo determinen.

El Operador Petrolero deberá 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.

TÍTULO II

De las disposiciones comunes de los Pozos

Capítulo I

Del otorgamiento de Autorizaciones

Artículo 12. De los Pozos que requieren Autorización. El Operador Petrolero deberá solicitar la Autorización de la Comisión para perforar los Pozos siguientes:

I. Pozo Exploratorio;

II. Pozo en Aguas Profundas y Ultra Profundas, y

III. Pozo Tipo que se utilizará como Modelo de Diseño para el Desarrollo Masivo de Yacimientos No Convencionales.

Artículo 13. De los supuestos de Autorización de Perforación. El Operador Petrolero podrá solicitar a la Comisión las Autorizaciones para la Perforación de los Pozos, de conformidad con los siguientes supuestos:

I. De forma simultánea a la presentación de la solicitud de aprobación de un Plan, Programa o sus modificaciones. El Operador Petrolero podrá ingresar la solicitud de aprobación del Plan, Programa o sus modificaciones y de manera simultánea ingresar la solicitud de Autorización de Perforación. La resolución de la Autorización será resuelta de manera paralela a la resolución de la emisión del Dictamen Técnico del Plan, Programa, o su modificación, mediante procesos independientes.

II. De forma posterior a la presentación de la solicitud de aprobación de un Plan, Programa o sus modificaciones. El Operador Petrolero podrá ingresar la solicitud de Autorización de Perforación en cualquier momento, una vez iniciado el procedimiento de dictaminación del Plan, Programa o sus modificaciones.

Si la información que se incluyó en el Plan, Programa o modificación correspondiente coincide con la contemplada en los artículos 28, fracciones II y IV, incisos a), b) y K), subinciso iii, numerales 1 y 2; 30, fracciones II, inciso d), y III, incisos a), subinciso ii., b) y g), subinciso iii. numerales 1 y 3, o 31, fracciones; II, inciso d), y III, incisos a), subinciso ii., b) y g), subinciso iii, numerales 1 y 3 de los Lineamientos, no será necesario presentarla en la solicitud de Autorización de Perforación.

En caso de que, la información no sea coincidente, deberá entregar la información actualizada que corresponda en la solicitud de Autorización de Perforación.

Solo se podrán realizar ajustes a las coordenadas de un Pozo Exploratorio, cuando la Perforación mantenga los mismos objetivos geológicos planteados en el Plan, Programa o modificación aprobado, dentro del Área Prospectiva. Tratándose de Pozos de Desarrollo, se podrán realizar ajustes a las coordenadas cuando la Perforación se realice en la misma área de evaluación de desarrollo y en el mismo nivel estratigráfico.

Los Operadores Petroleros solo podrán perforar o reentrar en los Pozos contemplados en el Plan, Programa o modificación que corresponda, por lo que, en caso de que no se emita el Dictamen Técnico favorable se entenderá por rechazada la solicitud de Autorización de Perforación, dejando a salvo el derecho de los Operadores Petroleros de ingresar una nueva solicitud.

Los Operadores Petroleros podrán perforar dos o más Pozos utilizando la metodología de Perforación de Pozos por Etapas. Deberá presentar sus solicitudes de Autorización conforme al presente artículo para cada uno de los Pozos comprendidos en la Perforación de Pozos por Etapas, acreditando el pago de los aprovechamientos respectivos, adjuntando el comprobante de pago de cada uno de los Pozos comprendidos, mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto. Dichas Autorizaciones deberán continuar vigentes de conformidad con los artículos 17 y 18 de los Lineamientos.

Artículo 14. De la revisión documental de la información. Una vez recibida la solicitud de Autorización, la Comisión contará con diez días hábiles contados a partir de la presentación de la solicitud correspondiente para revisar la documentación entregada y, en caso de que existan faltantes o inconsistencias en la información presentada, prevendrá por única ocasión al Operador Petrolero de dicha situación, para que dentro de los cinco días hábiles siguientes posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare mediante escrito libre lo que a derecho corresponda.

En caso de prevención, la Comisión suspenderá el plazo para resolver las solicitudes de Autorización a que se refiere el artículo 16 de los Lineamientos, el cual se reanudará a partir del día hábil siguiente a aquél en el que el Operador Petrolero haya subsanado la prevención correspondiente.

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

Durante el proceso de evaluación técnica, la Comisión podrá solicitar las aclaraciones y la documentación que considere necesarias respecto a la información contenida en las solicitudes de Autorización.

Con base en la información presentada por el Operador Petrolero, la Comisión determinará la Identificación y Clasificación de Pozos, Campos y Yacimientos relacionados con las actividades de Exploración, conforme al Anexo I de los Lineamientos, y la notificará al Operador Petrolero.

Artículo 15. De los criterios de evaluación de la Autorización. La Comisión otorgará o negará las Autorizaciones con arreglo a los siguientes criterios de resolución:

I. La acreditación del cumplimiento de los requisitos referidos en los artículos 28, 30 o 31 de los Lineamientos;

II. El Operador Petrolero demostró el soporte técnico para la selección del Diseño;

III. La acreditación de los elementos que le permitan al Operador Petrolero alcanzar los objetivos geológicos señalados, en términos de los horizontes o estratos geológicos correspondientes, así como preservar la integridad del Pozo durante su Ciclo de Vida;

IV. La utilización de la tecnología adecuada para la Perforación del Pozo, de acuerdo con sus características;

V. El cumplimiento de las demás disposiciones previstas en los Lineamientos, y

VI. La alineación del Pozo respecto del Plan o Programa aprobado por la Comisión, que contribuya con el cumplimiento de los objetivos planteados en dichos Planes o Programas.

La Comisión aplicará los criterios de resolución establecidos en las fracciones III a V del presente artículo, procurando que los proyectos eleven el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural de Pozos, Campos y Yacimientos en producción, en proceso de abandono y abandonados, en el largo plazo y en condiciones económicamente viables.

Artículo 16. Del plazo para resolver las solicitudes de Autorización. Una vez recibida la documentación establecida en los artículos 28, 30 o 31 de los Lineamientos, según corresponda, la Comisión resolverá lo conducente en los siguientes plazos, contados a partir del día hábil siguiente de la recepción de la solicitud:

I. Para el supuesto del artículo 13, fracción I de los Lineamientos, se resolverá de manera simultánea y de conformidad con los plazos que correspondan al Dictamen Técnico del Plan, Programa, o su modificación, según corresponda, de conformidad con la normativa en materia de planes de exploración y extracción de Hidrocarburos; y

II. Para el supuesto del artículo 13, fracción II de los Lineamientos, la Comisión contará con un plazo no mayor a treinta y cinco días hábiles, siempre que se haya emitido con anterioridad la resolución del Dictamen Técnico del Plan, Programa, o su modificación, según corresponda.

Transcurrido dicho plazo, la resolución será notificada en los términos de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

Artículo 17. Del contenido de la resolución por la que se otorga la Autorización de Perforación. La resolución por la que la Comisión otorga una Autorización contendrá la siguiente información:

I. La fecha de expedición y el nombre del titular de la Autorización, el número de Contrato o Asignación correspondiente, así como los datos generales del Plan o Programa aprobado al que se encuentra asociado el Pozo;

II. La Identificación y Clasificación del Pozo;

III. Los datos generales del Pozo autorizado, señalando los objetivos geológicos por horizontes o estratos, que se le autoricen alcanzar al Operador Petrolero con la Perforación;

IV. La Vigencia del Inicio de Actividades, así como la vigencia de la Autorización;

V. Las causales de caducidad de la Autorización;

VI. Los términos y condiciones a los que estará sujeta la Autorización, y

VII. En su caso, la Identificación, ubicación y coordenadas de los posibles Pozos Alternos, y, en su caso, Pozos Piloto, que quedarán comprendidos.

Artículo 18. Del plazo para iniciar la Perforación. Las acciones comprendidas en el Programa de Perforación de los Pozos deberán comenzar en un plazo no mayor a ciento veinte días naturales, contados a partir de la fecha en que la Comisión otorgue la Autorización o renovación.

Al término de dicho plazo sin que el Operador Petrolero haya iniciado actividades, caducará la Autorización.

El cómputo de los plazos previstos en el primer párrafo del presente artículo podrá mantener un carácter suspensivo hasta por ciento ochenta días naturales, siempre que el Autorizado demuestre que la inactividad es por causas no imputables a éste.

El Autorizado podrá solicitar a la Comisión una prórroga de hasta sesenta días naturales, dentro de los diez días hábiles de anticipación al vencimiento de la Vigencia del Inicio de Actividades, mediante escrito libre.

De no resolver lo conducente en un plazo no mayor a diez días hábiles contados a partir del día hábil siguiente a la solicitud de prórroga, se tendrá por otorgada la solicitud de prórroga correspondiente. La vigencia de la prórroga será hasta por sesenta días naturales y contará a partir de que finalicen los días previamente autorizados.

Artículo 19. De la renovación de una Autorización . El Operador Petrolero podrá solicitar la renovación de la Autorización en cualquier momento por una sola ocasión, hasta antes de los quince días hábiles previos al vencimiento de la Vigencia del Inicio de Actividades originalmente otorgada en la Autorización.

La solicitud se realizará mediante escrito libre, expresando sus motivos, manifestando que la Perforación se realizará en los términos originalmente autorizados, acreditando el pago del aprovechamiento respectivo, y adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto.

La renovación de la Autorización será hasta por ciento veinte días naturales y, se contarán a partir de su otorgamiento.

La Comisión contará con un plazo no mayor a diez días hábiles contados a partir del día hábil siguiente en que se presente la solicitud para resolver sobre su procedencia. De no resolver lo conducente dentro del plazo antes señalado, se tendrá por otorgada la solicitud de renovación.

Una vez recibida la solicitud de renovación, la Comisión contará con cinco días hábiles contados a partir de la presentación de la solicitud correspondiente, para revisar la documentación entregada y, en caso de que existan faltantes o inconsistencias en la información presentada, prevendrá por única ocasión al Operador Petrolero de dicha situación, para que dentro de los cinco días hábiles siguientes posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare mediante escrito libre lo que a derecho corresponda.

Artículo 20. De la caducidad de las Autorizaciones. Las Autorizaciones caducan si el Operador Petrolero:

I. No ejerce los derechos conferidos en la Autorización en un plazo de ciento veinte días naturales, contados a partir de la fecha de su otorgamiento, salvo previa autorización de la Comisión, por causa justificada, o

II. Se ubican en los demás supuestos de caducidad previstos en la Autorización respectiva.

Una vez caducada la Autorización, se tendrá por terminada la Autorización, sin embargo, el Operador Petrolero podrá presentar una nueva solicitud, conforme a los plazos establecidos en el artículo 16.

Adicionalmente, en caso de que se actualice alguno de los supuestos de caducidad referidos en las fracciones anteriores, el Operador Petrolero podrá presentar una nueva solicitud de autorización conforme al artículo 21 de los Lineamientos.

Artículo 21. De la solicitud de Perforación de Pozo por caducidad. En caso de que se actualice alguno de los supuestos de caducidad del artículo anterior, el Operador Petrolero podrá presentar su solicitud de Autorización del Pozo cuya Autorización caducó, siempre que no exista modificación alguna en los elementos técnicos del diseño con los cuales fue originalmente autorizado, acreditando el pago de los aprovechamientos respectivos, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, mediante el formato SPPC y su instructivo.

La solicitud deberá acompañarse de la siguiente información, la cual deberá encontrarse en formato digital:

I. Escrito libre en el que se manifieste que no existe modificación alguna en los elementos del Diseño del Pozo, con respecto de la Autorización original;

II. En caso de que existan cambios que no impliquen elementos del Diseño del Pozo con respecto de la Autorización original, escrito libre en el que se indique cuáles son dichos cambios, y

III. Toda la documentación referida en los artículos 28, 30 o 31 de los Lineamientos, según corresponda a la solicitud original.

La Comisión contará con un plazo no mayor a diez días hábiles contados a partir del día hábil siguiente en que se presente la solicitud para resolver sobre su procedencia. De no resolver lo conducente dentro del plazo antes citado, se tendrá por otorgada la solicitud.

Una vez recibida la solicitud, la Comisión contará con cinco días hábiles contados a partir de la presentación de la solicitud correspondiente, para revisar la documentación entregada y, en caso de que existan faltantes o inconsistencias en la información presentada, prevendrá por única ocasión al Operador Petrolero, para que dentro de los cinco días hábiles siguientes posteriores a la notificación de la prevención correspondiente, subsane o aclare mediante escrito libre lo que a derecho corresponda.

Si de la revisión documental la Comisión detecta que la información relativa a los elementos del Diseño no corresponde con la información del Diseño de la autorización original, la Comisión resolverá en un plazo de treinta y cinco días hábiles, de conformidad con los artículos 14, 15 y 16 de los Lineamientos.

Artículo 22. De las causales de revocación de las Autorizaciones. La Comisión podrá revocar las Autorizaciones otorgadas por las siguientes causas:

I. Que los Autorizados no otorguen o no mantengan en vigor las garantías, seguros o cualquier otro instrumento financiero requerido conforme a la regulación aplicable;

II. Que los Autorizados no cumplan con la regulación emitida por la Comisión, así como con las condiciones establecidas en la Autorización;

III. Que los Autorizados no realicen el pago de los derechos o aprovechamientos correspondientes por su otorgamiento o, en su caso, renovación, o

IV. Las demás previstas en la Autorización respectiva.

Una vez revocada la Autorización, el Operador Petrolero podrá presentar una nueva solicitud de Autorización, siempre que haya quedado subsanada la causal de incumplimiento.

Artículo 23. De la conclusión de las Autorizaciones. Las Autorizaciones se tendrán por concluidas, por las siguientes causas:

I. La terminación del Contrato o de la Asignación, según sea el caso;

II. Vencimiento de la Vigencia del Inicio de Actividades originalmente prevista en la Autorización, o cualquier otra causal de caducidad prevista en la Autorización respectiva;

III. Renuncia del Autorizado, siempre que no se afecten derechos de terceros;

IV. Caducidad, en términos del artículo 20 de los Lineamientos;

V. Revocación;

VI. Cumplimiento del objeto de la Autorización;

VII. Disolución, liquidación o concurso mercantil del Autorizado;

VIII. Resolución judicial definitiva que sea condenatoria o por mandamiento de autoridad competente que sea firme, por la que se ordene o dé por terminada la Autorización correspondiente, y

IX. Las demás causas previstas en la Autorización respectiva.

Capítulo II

De los avisos, notificaciones e informes en común

Artículo 24. De la notificación de inicio de Perforación. El Operador Petrolero deberá notificar el inicio de la Perforación de Pozos Autorizados, dentro de los cinco días hábiles previos a la Perforación, mediante el formato NIP y su instructivo. Esta notificación deberá contener:

I. Fecha en que iniciarán las actividades de la Perforación. Para tal efecto se considerará el inicio a partir de que la barrena comienza a penetrar la columna estratigráfica;

II. En su caso, deberá acompañarse de cualquier actualización del equipo de Perforación, el cual deberá tener características similares o superiores a las del equipo originalmente documentado, y

III. Estudio geotécnico, para Pozos Costa Afuera.

En caso de que, previo al inicio de la Perforación del Pozo se determine realizar un cambio de coordenadas superficiales, el Operador Petrolero deberá remitir además lo siguiente:

I. Las nuevas coordenadas, y

II. Las actualizaciones correspondientes al estudio geotécnico, de riesgos someros y geomecánico, cuando apliquen o, en su defecto manifestar que la nueva ubicación se encuentra dentro de los alcances técnicos de dichos estudios.

Esta notificación será aplicable tratándose de la Perforación del Pozo Alterno, cuyas coordenadas fueron manifestadas en la solicitud de Autorización.

En ningún caso se considerarán los tiempos de movimiento de equipos de perforación y acopio de Materiales.

Artículo 25. De la notificación de cambios operativos. Los Operadores Petroleros deberán notificar a la Comisión de los cambios operativos al Programa de Perforación, de Pozos Exploratorios o de Desarrollo que requieren Autorización dentro de los cinco días hábiles posteriores a su ocurrencia, mediante el formato NCO y su instructivo, en los siguientes supuestos:

I. Cuando se trate de la apertura de una ventana o la realización de un sidetrack, que tenga como finalidad alcanzar los objetivos geológicos originalmente planteados en el Plan o Programa aprobado;

II. Cuando se decida la Profundización del Pozo para alcanzar los objetivos geológicos originalmente planteados, ya sea en la autorización o al menos estén considerados en el Plan o Programa Aprobado, o

III. Cuando se presenten cambios en el Diseño del Pozo, respecto de la incorporación de etapas de Perforación, o el cambio en la trayectoria del Pozo.

Para lo anterior, deberá remitir a la Comisión, la siguiente información:

a) Las causas que motivan el cambio operativo;

b) El complemento al Programa de Perforación en el que se incluyan las características de las tuberías de revestimiento a utilizar y, en su caso, el nuevo programa direccional;

c) La actualización del modelo geomecánico correspondiente, o manifestación de que se mantiene válido el modelo previamente presentado, y

d) La actualización en los tiempos programados para la Perforación del Pozo.

Artículo 26. De la notificación de Incidentes, Accidentes, Caso Fortuito o Fuerza Mayor que represente un Obstáculo a la Continuidad Operativa. El Operador Petrolero notificará a la Comisión la ocurrencia de un Incidente, Accidente, Caso Fortuito o Fuerza Mayor que represente un Obstáculo a la Continuidad Operativa, a fin de conocer su descripción y las acciones tomadas a efecto de controlar y minimizar los impactos generados.

Lo anterior, únicamente cuando el Incidente, Accidente, Caso Fortuito o Fuerza Mayor, tenga su origen en la pérdida de la integridad del Pozo, en un tiempo no mayor a doce horas posteriores a su ocurrencia, mediante escrito libre por el cual el Operador Petrolero informe lo siguiente:

I. Descripción del Incidente, Accidente, Caso Fortuito o Fuerza Mayor que represente un Obstáculo a la Continuidad Operativa, conforme a la información disponible;

II. Las acciones tomadas a efecto de controlar y minimizar los impactos generados;

III. En su caso, las propuestas de modificaciones o adecuaciones que se realizarían al Programa de Perforación, y

IV. En caso de requerir cerrar el Pozo y suspender las actividades, deberá presentar el estado mecánico del cierre de éste, indicando las Barreras que aseguran la hermeticidad del Pozo.

Sin perjuicio de lo anterior, el Operador Petrolero deberá informar la fecha de la conclusión del Incidente, Accidente, Caso Fortuito o Fuerza Mayor que represente un Obstáculo a la Continuidad Operativa, mediante escrito libre.

La Comisión podrá requerir información adicional para realizar sus evaluaciones técnicas y de supervisión.

Tratándose de la ocurrencia de Accidentes Mecánicos, el Operador Petrolero únicamente tendrá que remitir a la Comisión, en los plazos previstos en el presente artículo, el estado mecánico del Pozo y, en su caso, la propuesta de estado mecánico para la Perforación de un Pozo Alterno, mediante escrito libre.

Artículo 27. Del aviso de Abandono de Pozos. Los Operadores Petroleros deberán dar aviso mediante escrito libre a la Comisión del Taponamiento Permanente del Pozo, en términos de la Asignación o Contrato que corresponda, dentro del plazo indicado en dichos documentos.

Título III

De lo relativo a los Pozos Exploratorios

Capítulo I

De las Autorizaciones de Perforación de Pozos Exploratorios

Artículo 28. De la solicitud de Autorización de Pozos Exploratorios. El Operador Petrolero deberá presentar su solicitud de Autorización de Perforación, para Pozos Exploratorios terrestres, en Aguas Someras, en Aguas Profundas y Ultra Profundas, Delimitadores, de Sondeo Estratigráfico, así como también en los casos de Reentradas o Profundizaciones de Pozos con fines Exploratorios, acreditando el pago de los aprovechamientos respectivos, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, mediante el formato SAPE y su instructivo.

Las Autorizaciones de Reentradas o de Profundizaciones de Pozos a que refiere el párrafo anterior, son aplicables a pozos preexistentes de los que se requiera su intervención o recuperación para realizar dichas actividades de Perforación.

En caso de que el Operador Petrolero haya presentado en su Plan o Programa, según corresponda, la información que solicite la Comisión de manera preliminar conforme a los Lineamientos de Planes únicamente deberá presentar la información que deba actualizarse y el resto de la información que se requiere deberá presentarse en la solicitud de Autorización de Perforación.

La solicitud deberá acompañarse de la siguiente información, la cual deberá encontrarse en formato digital:

I. Propuesta de nombre del Pozo con base en la identificación del Área Prospectiva o Campo que haya realizado el Operador Petrolero, utilizando nombres de sitios geográficos mexicanos o palabras de origen regional, indígena, histórico o cultural mexicano. Antes de la Perforación del primer Pozo Exploratorio, el Operador Petrolero deberá realizar dicha identificación.

II. Objetivos de la Perforación del Pozo de acuerdo con la información preliminar plasmada en el Plan o Programa aprobado según corresponda, mediante escrito libre que contenga los siguientes elementos:

a) Intervalos geológicos objeto de la Perforación, y en caso de que se actualice alguno de sus elementos, los elementos del sistema petrolero que lo respalde, y

b) Actualización de los recursos prospectivos o contingentes asociados, estimados en millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) y su correspondiente probabilidad de éxito geológico (Pg), exceptuando, a consideración del Operador Petrolero, los Pozos de Sondeo Estratigráfico.

III. Documento integrado del Diseño, considerando las lecciones aprendidas de Pozos con características geológicas o condiciones geofísicas similares, que incluya la siguiente información:

a) Análisis de eventos y de lecciones aprendidas en Pozos con características geológicas y geofísicas similares, ya sea de Pozos cercanos, de correlación o análogos geológicos;

b) Análisis de las opciones de Diseño propuestas para el Pozo, manifestando sus ventajas y sus desventajas, basados en los requerimientos y objetivos de la Perforación del Pozo;

c) Análisis de la selección de la mejor opción de Diseño para el Pozo, mostrando sus elementos de evaluación, su estado mecánico y la determinación de sus etapas de contingencia;

d) En caso de que se prevea la Terminación del Pozo, entregar el programa de Terminación preliminar, que deberá incluir:

i. Estado mecánico propuesto que incluya las zonas productoras y los intervalos preliminares a evaluar de estas;

ii. Para el caso de la tubería de producción, deberán detallarse, al menos, el diámetro, grado de acero y peso de la tubería de producción considerada, así como el respaldo técnico del diseño del aparejo y la distribución de este, y

iii. Para Pozos donde se programe realizar estimulaciones, se deberá presentar el programa preliminar correspondiente.

iv. Tratándose de Pozos en Yacimientos No Convencionales, además de las fracciones anteriores el Operador Petrolero deberá presentar el programa de Fracturamiento Hidráulico, el cual deberá incluirse en el documento integrado de Diseño, a que se refiere la fracción III del presente artículo, y contener los siguientes elementos:

1. Características del sistema roca-fluido:

a. Propiedades geomecánicas y petrofísicas de las rocas;

b. Propiedades geoquímicas;

c. Tipo y características de los fluidos, y

d. Profundidad y características del Yacimiento.

2. Especificaciones del cabezal, de la tubería de revestimiento, resultados esperados de las pruebas de presión, y parámetros a monitorear durante el Fracturamiento Hidráulico;

3. Diseño de la fractura:

a. Mecánica de la fractura: presión de inicio de la fractura, presión de propagación y número de etapas, así como presión instantánea de cierre;

b. Tipo de Fluido Fracturante, incluyendo sus principales ventajas técnico-operativas y volúmenes a utilizar, y

c. Diseño y selección del Agente Apuntalante: tipo, tamaño y concentraciones, así como resistencia a la compresión y conductividades.

e) Programa de taponamiento que incluya al menos la siguiente información:

i. Estado mecánico de taponamiento en el que se indique la ubicación, longitudes y tipos de tapones;

ii. Las propiedades de la Lechada de cemento que se utilizará, las condiciones bajo las cuales va a estar sometido el tapón de cemento y su comportamiento en el tiempo, y

iii. La secuencia operativa del taponamiento del Pozo.

En caso de programar el cierre del Pozo, el Operador Petrolero deberá presentar la justificación correspondiente e indicar las Barreras por las que el Operador Petrolero asegurará la hermeticidad del Pozo, así como también deberá incluir un programa de monitoreo para el tiempo en el que se prevé que el Pozo se mantendrá cerrado.

iv. Secuencia operativa programada para la Terminación del Pozo.

f) Propuesta de programa calendarizado de la ejecución del Pozo, desde el inicio de la Perforación, hasta la Terminación o en su caso el taponamiento.

IV. Propuesta del Programa de Perforación que incluya, al menos, los siguientes elementos:

a) Columna geológica proyectada que contenga:

i. Las cimas y bases de las formaciones en metros verticales bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno, según sea el caso (mvbnm/mvbnt), y la elevación de la mesa rotaria metros sobre el nivel del terreno o metros sobre el nivel del mar (mvbnm/mvbnt), y

ii. Objetivos y profundidad total programada en metros desarrollados bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno (mdbnm/mdbnt), metros verticales bajo mesa rotaria (mvbmr) y metros desarrollados bajo mesa rotaria (mdbmr).

b) Principal tipo de Hidrocarburos esperados;

c) Pronóstico de la Perforación, en la que se detalle lo siguiente:

i. Profundidades estimadas de las zonas porosas y permeables que contengan agua dulce, aceite, gas o fluidos de presiones anormales;

ii. Profundidades estimadas de fallas;

iii. Ventana Operativa, y

iv. Zonas potenciales de pérdida de circulación.

d) Análisis anticolisión;

e) Estado mecánico programado y de sus contingencias;

f) Programa de fluidos de Perforación. Dicho programa deberá contener la siguiente información:

i. Tipo, propiedades y características del fluido requeridas en cada etapa de la Perforación, y

ii. Densidades del fluido por etapa.

g) Programa direccional;

h) Programa de adquisición de información, en donde se detallen las etapas en las que se recabarán los siguientes datos y registros:

i. Núcleos de roca -incluyendo la sal-;

ii. Registros geofísicos programados para determinar las características de la columna estratigráfica y la evaluación de las operaciones realizadas;

iii. Muestras de canal;

iv. Muestras de fluidos, y

v. Registros de Hidrocarburos.

i) Programa de tuberías de revestimiento y programa de cementación para cada etapa de Perforación establecida, que incluya lo siguiente:

i. Profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento o del Liner ;

ii. Profundidad de asentamiento del colgador del Liner ;

iii. Diseño de las tuberías de revestimiento que incluya los grados de acero, pesos, tipo y características de las conexiones, diámetros requeridos y factores de diseño y propiedades de las tuberías de revestimiento, tales como presiones de estallido y colapso, resistencia de las conexiones y de la tensión en el cuerpo del tubular;

iv. Temperatura estática y circulante en el fondo del agujero;

v. Cimas teóricas de las Lechadas;

vi. Tipo y composición de las Lechadas;

vii. Selección del cemento y aditivos para diseñar cada Lechada y la estrategia de colocación, con la finalidad de asegurar la hermeticidad del Pozo, de acuerdo con las Mejores Prácticas de la Industria;

viii. Resultados de pruebas preliminares de laboratorio utilizadas para la elaboración del programa de cementación;

ix. Programa de Pruebas de Campo y condiciones que deberán cumplir las Lechadas de acuerdo con las especificaciones de la norma API RP 10B: “Prácticas recomendadas para pruebas de cementos para Pozos”;

x. Volúmenes y gastos preliminares de fluidos que se bombearán;

xi. Diseño y tiempo de contacto preliminares de los fluidos lavadores, espaciadores y de desplazamiento;

xii. Tiempos operacionales preliminares;

xiii. Resultados de la simulación del proceso (modelo dinámico con Densidades Equivalentes de Circulación –DEC–, hidráulica, presiones, programa de centralización ajustado a las condiciones del agujero incluyendo torque y arrastre, entre otros), y

xiv. Programa de registros y pruebas para verificar la calidad de la cementación, considerando, al menos, las tuberías de revestimiento de explotación e intermedias.

j) Descripción del sistema de Desviadores de Flujo y del Conjunto de Preventores;

k) Mapas georreferenciados que detallen los siguientes elementos:

i. Escala;

ii . Simbología;

iii. Coordenadas geográficas de:

1. Ubicación superficial;

2. Profundidad total programada, y

3. Objetivo.

Lo anterior en Datum ITRF08 época 2010, longitud y latitud (sistema sexagesimal) y UTM;

iv. Distancia en metros desde el Pozo propuesto y su objetivo hasta las líneas delimitadoras del Área Contractual o Área de Asignación, y distancia de Pozos análogos.

l) Propuesta de la coordenada de un Pozo Alterno, y

m) Características del equipo de Perforación a utilizar, así como el cálculo de las cargas para la selección del equipo de Perforación (malacate, subestructura y estructura) considerando el escenario en el cual el equipo será sometido a su máxima esfuerzo durante la Perforación del Pozo, e indicar la capacidad máxima de Perforación del equipo seleccionado.

V. Estudio de riesgos someros, para Pozos Costa Afuera;

VI. Listado de las Mejores Prácticas de la Industria que se aplicarán en la Perforación, seleccionadas de aquellas que el Operador Petrolero haya adoptado con anterioridad diferentes, iguales o superiores a los referidos en el Anexo II de los Lineamientos o, en su caso, el artículo 8 de los Lineamientos;

VII . Únicamente tratándose de Reentradas para fines exploratorios o Profundizaciones de Pozos, además de las fracciones anteriores el Operador Petrolero deberá presentar:

a) El estado mecánico del Pozo previo a su intervención;

b) La secuencia operativa de recuperación del Pozo;

c) Descripción de las herramientas de fondo a emplear para retomar la Perforación del Pozo;

d) Evaluación de posibles cambios en las propiedades mecánicas de las tuberías de revestimiento del Pozo perforado;

e) En caso de Reentradas, evaluación de las condiciones del cemento detrás de la tubería en la que se programe la realización de la apertura de una ventana, y

f) En su caso, el monitoreo de las presiones anulares en cabeza del Pozo que tengan una posible conexión con la apertura de una ventana.

Capítulo II

Del informe para Pozos Exploratorios

Artículo 29. Del informe final. Los Operadores Petroleros deberán entregar a la Comisión un informe final, en un plazo no mayor a los treinta días hábiles posteriores a la finalización de las actividades de Terminación, o en su caso, las relacionadas con el Taponamiento Temporal o Permanente realizado, en el que contenga la información relativa a las actividades de Perforación, Terminación y Taponamiento del Pozo, mediante el Formato IFN y su instructivo. El informe contendrá, al menos, los siguientes elementos:

I. Resultados de la evaluación geológica, geofísica y petrofísica obtenida de la Perforación del Pozo;

II. Análisis de los tiempos de ejecución desagregados en:

a) Tiempos sin afectaciones a los Programas de Perforación y Terminación;

b) Tiempos con problemas operativos;

c) Tiempos de espera por condiciones meteorológicas, y

d) Tiempos de espera por logística.

III. Análisis comparativo programado, contra lo real de los siguientes elementos:

a) Columna geológica;

b) Profundidad total vertical y programada desarrollada del Pozo y de las cimas y bases de los objetivos geológicos;

c) Descripción de registros geofísicos y continuo de Hidrocarburos;

d) Información de núcleos y muestras tomadas en cada etapa, según sea el caso;

e) Resumen y resultados de pruebas de formación;

f) Tuberías de revestimiento: especificaciones, asentamientos, accesorios y pruebas efectuadas, tales como pruebas de alijo y pruebas de presión positiva;

g) Cementaciones: pruebas de hermeticidad, registros de cementaciones, reporte operativo de la cementación;

h) Análisis de la Ventana Operativa y de geopresiones;

i) Trayectoria direccional final describiendo:

i. Inclinación;

ii. Azimuth, y

iii. Desplazamiento de la profundidad total alcanzada.

j) Evaluación de los costos programados para la Perforación, Terminación y taponamiento en comparación con los reales desagregados en: equipos, Materiales, logística y servicios. Lo anterior, conforme al nivel de detalle señalado a continuación:

i. Costo real de Perforación en comparación con el costo programado de Perforación;

ii. Costo real de Terminación en comparación con el costo programado de Terminación, y

iii. Costo real del taponamiento en comparación con el costo programado del taponamiento.

El Operador Petrolero deberá presentar el análisis de las variaciones entre ambas cifras.

IV. El detalle en cuanto al cumplimiento del Diseño de la Perforación y Terminación del Pozo, incluyendo sus actualizaciones y la información que sustente los cambios realizados;

V. Resultados volumétricos finales o, en su caso, preliminares en caso de ser volúmenes descubiertos;

VI. Constancia por la que se testifique que se ha realizado la Perforación del Pozo autorizado observando las Mejores Prácticas de la Industria desde su Diseño hasta su Terminación. Dicha constancia será expedida con arreglo a las siguientes bases:

a) Para el caso de todo tipo de Pozos, exceptuando aquellos que sean en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas, será el Operador Petrolero quien suscriba la referida constancia, por la que manifieste que ha observado las Mejores Prácticas de la Industria establecidas en el Programa de Perforación, y

b) Para el caso de Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas, será un Tercero Independiente especializado en Perforación de Pozos en Aguas Profundas y Ultra Profundas, el que emita la referida constancia por la que certifique que se han observado las Mejores Prácticas de la Industria establecidas en el Programa de Perforación.

VII. Evaluación de los indicadores de desempeño de los Pozos mediante la Tabla IDD y su instructivo, anexando su memoria de cálculo, el cual debe contener un análisis de los factores causales que incidieron en los resultados de la Perforación y Terminación del Pozo, aplicando la metodología causa raíz de estas, y conclusiones del análisis de las desviaciones, con los siguientes elementos:

a) Coordenadas.

i. Desviación a nivel coordenadas del conductor, y

ii. Desviación a nivel coordenadas del objetivo geológico.

b) Trayectoria.

i. Desplazamiento del Pozo;

ii. Inclinación del Pozo, y

iii. Azimut del Pozo.

c) Construcción del Pozo.

d) Tuberías de revestimiento.

i. Densidades de Perforación;

ii. Tiempo de Perforación;

iii. Núcleos;

iv. Tiempo de Terminación;

v. Costo de Perforación;

vi. Costo de Terminación, y

vii. Costo de Abandono de Pozo.

VIII. En caso de que un Obstáculo a Continuidad Operativa haya derivado en un Accidente, los Operadores Petroleros deberán presentar un análisis, con base en la metodología de análisis causa raíz adoptada por el Operador Petrolero o por aquella establecida, en su caso, por la Agencia;

IX. Conclusiones y lecciones aprendidas derivadas de los cambios o desviaciones del Programa de Perforación y Terminación cuando hayan trascendido en el Diseño, en la ejecución de su Perforación, y

X. En caso de haber realizado el Taponamiento Temporal o el Taponamiento Permanente del Pozo, incluir la siguiente información:

a) Fecha de inicio y fin del Taponamiento Temporal o el Taponamiento Permanente;

b) Tipo, densidad y reología del fluido de control utilizado;

c) Estado mecánico del Taponamiento Temporal o el Taponamiento Permanente que incluya:

i. Profundidades de los accesorios;

ii. Tipo y ubicación de cada uno de los tapones;

iii. Longitud de los tapones;

iv. Intervalos disparados o en agujero descubierto, y

d) Resultados de las pruebas positivas y negativas del Pozo.

La Comisión revisará el análisis presentado por los Operadores Petroleros y, sin perjuicio de otra disposición aplicable, podrá requerir más información y, en su caso, divulgar las lecciones aprendidas con el fin de evitar Obstáculos a la Continuidad Operativa de nuevos Pozos y promover la adopción de las Mejores Prácticas de la Industria. El Operador Petrolero deberá remitir a la Comisión los núcleos de roca cortados, en términos de la Normativa aplicable.

Título IV.

De lo relativo a los Pozos de Desarrollo

Capítulo I

De las Autorizaciones de Perforación de Pozos de Desarrollo

Artículo 30. De la solicitud de Autorización de Perforación de Pozos de Desarrollo en Aguas Profundas y Ultra Profundas. Los Operadores Petroleros deberán presentar su solicitud de Autorización de Perforación de Pozos de Desarrollo en Aguas Profundas y Ultra Profundas, acreditando el pago de los aprovechamientos respectivos, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto mediante el formato SAPD y su instructivo.

En caso de que el Operador Petrolero haya presentado en su Plan de Desarrollo o Programa, según corresponda, la información que solicite la Comisión de manera preliminar conforme a los Lineamientos de Planes únicamente deberá presentar la información que deba actualizarse, y el resto de la información que se requiere deberá presentarse en la solicitud de Autorización de Perforación.

La solicitud deberá acompañarse de la siguiente información, la cual deberá encontrarse en formato digital:

I. Objetivos de la Perforación del Pozo de acuerdo con la información preliminar plasmada en el Plan o Programa aprobado según corresponda, mediante escrito libre que contenga la descripción de los objetivos geológicos objeto de la Perforación;

II. Documento integrado del Diseño, que incluya la siguiente información:

a) Ingeniería conceptual de la Perforación y, en su caso, de la Terminación;

b) Diseño del Pozo, estado mecánico y la determinación de sus etapas de contingencia;

c) Programa de Terminación preliminar, que deberá incluir:

i. Estado mecánico propuesto que incluya las zonas productoras y los intervalos preliminares a desarrollar de estas, y

ii. Para el caso de la tubería de producción, deberán detallarse, al menos, el diámetro, grado de acero y peso de la tubería de producción considerada, así como el respaldo técnico del diseño del aparejo y la distribución de este.

d) Propuesta de programa calendarizado de la ejecución del Pozo, desde el inicio de la Perforación, hasta la Terminación.

III. Propuesta del Programa de Perforación que incluya, al menos, los siguientes elementos:

a) Columna geológica proyectada que contenga:

i. Las cimas y bases de las formaciones en metros verticales bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno, según sea el caso (mvbnm/mvbnt), y

ii. Objetivos y profundidad total programada en metros desarrollados bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno (mdbnm/mdbnt), metros verticales bajo mesa rotaria (mvbmr) y metros desarrollados bajo mesa rotaria (mdbmr).

b) Principal tipo de Hidrocarburos esperados;

c) Pronóstico de la Perforación, en la que se detalle lo siguiente:

i. Profundidades estimadas de fallas, y

ii. Ventana Operativa.

d) Programa de fluidos de Perforación. Dicho programa deberá contener la siguiente información:

i. Tipo del fluido requerido en cada etapa de la Perforación, y

ii. Densidades del fluido por etapa.

e) Programa de adquisición de información, en donde se detallen las etapas en las que se recabarán los siguientes datos y registros:

i. Núcleos de roca -incluyendo la sal-;

ii. Registros geofísicos programados para determinar las características de la columna estratigráfica y la evaluación de las operaciones realizadas;

iii. Muestras de canal;

iv. Muestras de fluidos, y

v. Registros de Hidrocarburos.

f) Propuesta de programa de tuberías de revestimiento y programa de cementación para cada etapa de Perforación establecida, que incluya lo siguiente:

i. Profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento o del Liner ;

ii. Profundidad de asentamiento del colgador del Liner ;

iii. Temperatura estática y circulante en el fondo del agujero;

iv. Cimas teóricas de las Lechadas;

v. Volúmenes y gastos preliminares de fluidos que se bombearán, y

vi. Tiempos operacionales preliminares.

g) Mapas georreferenciados que detallen los siguientes elementos:

i. Escala;

ii. Simbología;

iii. Coordenadas geográficas de:

1. Ubicación superficial;

2. Profundidad total programada, y

3. Objetivo.

Lo anterior en Datum ITRF08 época 2010, longitud y latitud (sistema sexagesimal).

iv. Distancia en metros desde el Pozo propuesto y su objetivo hasta las líneas delimitadoras del Área Contractual o Área de Asignación, y distancia de Pozos análogos.

h) Propuesta de la coordenada de un Pozo Alterno, y

i) Características del equipo de Perforación a utilizar.

IV. Costos estimados de Perforación y de Terminación del Pozo que se solicita perforar.

Artículo 31. De la solicitud de Autorización de Perforación de Pozos Tipo que se utilizarán como Modelo de Diseño para el Desarrollo Masivo. Los Operadores Petroleros deberán presentar su solicitud de Autorización de Perforación para un Pozo Tipo que se utilizará como Modelo de Diseño para el Desarrollo Masivo, acreditando el pago de los aprovechamientos respectivos, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto, mediante el formato SAPT y su instructivo.

En caso de que el Operador Petrolero haya presentado en su Plan o Programa, según corresponda, la información que solicite la Comisión de manera preliminar conforme a los Lineamientos de Planes únicamente deberá presentar la información que deba actualizarse, y el resto de la información que se requiere deberá presentarse en la solicitud de Autorización de Perforación.

La solicitud deberá acompañarse de la siguiente información, la cual deberá encontrarse en formato digital:

I. Objetivos de la Perforación del Pozo de acuerdo con la información preliminar plasmada en el Plan o Programa aprobado según corresponda, mediante escrito libre que contenga la descripción de los objetivos geológicos objeto de la Perforación;

II. Documento integrado del Diseño, que incluya la siguiente información:

a) Ingeniería conceptual de la Perforación y, en su caso, de la Terminación;

b) Diseño del Pozo, estado mecánico y la determinación de sus etapas de contingencia;

c) Programa de Terminación del Pozo, entregar el programa de Terminación preliminar, que deberá incluir:

i. Estado mecánico propuesto que incluya las zonas productoras y los intervalos preliminares a desarrollar de estas, y

ii. Para el caso de la tubería de producción, deberán detallarse, al menos, el diámetro, grado de acero y peso de la tubería de producción considerada.

d) Propuesta de programa calendarizado de la ejecución del Pozo, desde el inicio de la Perforación, hasta la Terminación, y

e) Programa preliminar de Fracturamiento Hidráulico que debe contener los siguientes elementos:

i. Características del sistema roca-fluido:

1. Propiedades geomecánicas y petrofísicas de las rocas;

2. Propiedades geoquímicas;

3. Tipo y características de los fluidos, y

4. Profundidad y características del Yacimiento.

ii. Diseño de la fractura:

1. Mecánica de la fractura: presión de inicio de la fractura, presión de propagación y número de etapas, así como presión instantánea de cierre;

2. Tipo de Fluido Fracturante, incluyendo sus principales ventajas técnico-operativas y volúmenes a utilizar, y

3. Diseño y selección del Agente Apuntalante.

III. Propuesta del Programa de Perforación que incluya, al menos, los siguientes elementos:

a) Columna geológica proyectada que contenga:

i. Las cimas y bases de las formaciones en metros verticales bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno, según sea el caso (mvbnm/mvbnt), y

ii. Objetivos y profundidad total programada en metros desarrollados bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno (mdbnm/mdbnt), metros verticales bajo mesa rotaria (mvbmr) y metros desarrollados bajo mesa rotaria (mdbmr).

b) Principal tipo de Hidrocarburos esperados;

c) Pronóstico de la Perforación, en la que se detalle lo siguiente:

i. Profundidades estimadas de fallas, y

ii. Ventana Operativa.

d) Programa de fluidos de Perforación. Dicho programa deberá contener la siguiente información:

i. Tipo del fluido requerido en cada etapa de la Perforación, y

ii. Densidades del fluido por etapa.

e) Programa de adquisición de información, en donde se detallen las etapas en las que se recabarán los siguientes datos y registros:

i. Núcleos de roca -incluyendo la sal-;

ii. Registros geofísicos programados para determinar las características de la columna estratigráfica y la evaluación de las operaciones realizadas;

iii. Muestras de canal;

iv. Muestras de fluidos, y

v. Registros de Hidrocarburos.

f) Propuesta de programa de tuberías de revestimiento y programa de cementación para cada etapa de Perforación establecida, que incluya lo siguiente:

i. Profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento o del Liner ;

ii. Profundidad de asentamiento del colgador del Liner ;

iii. Temperatura estática y circulante en el fondo del agujero;

iv. Cimas teóricas de las Lechadas;

v. Volúmenes y gastos preliminares de fluidos que se bombearán;

vi. Tiempos operacionales preliminares, y

vii. Programa de registros.

g) Mapas georreferenciados que detallen los siguientes elementos:

i. Escala;

ii. Simbología;

iii. Coordenadas geográficas de:

1. Ubicación superficial;

2. Profundidad total programada, y

3. Objetivo.

Lo anterior en Datum ITRF08 época 2010, longitud y latitud (sistema sexagesimal).

iv. Distancia en metros desde el Pozo propuesto y su objetivo hasta las líneas delimitadoras del Área Contractual o Área de Asignación, y distancia de Pozos análogos.

h) Propuesta de la coordenada de un Pozo Alterno, y

i) Características del equipo de Perforación a utilizar.

IV. Costos estimados de Perforación y de Terminación del Pozo que se solicita perforar;

V. Número estimado de Pozos comprendidos en el Pozo Tipo Modelo de Diseño que se solicita, y

VI. Justificación técnica que demuestre las similitudes de las condiciones geológicas y del modelo geomecánico que permita validar la Construcción de diversos Pozos, con un mismo Diseño.

Capítulo II.

De los Pozos de Desarrollo que no requieren Autorización

Artículo 32. Del aviso de Perforación de Pozos de Desarrollo. Los Operadores Petroleros deberán remitir un aviso con al menos quince días hábiles previos a la Perforación programada, tratándose de Pozos de Desarrollo para la Extracción terrestres y en Aguas Someras, Letrina, Almacenamiento, Inyectores perforados de manera específica para coadyuvar en la producción de Hidrocarburos y Reentradas en Pozos preexistentes incluyendo aquellas en Aguas Profundas y Ultra Profundas.

Lo anterior mediante el formato APD y su instructivo, acreditando el pago de los aprovechamientos respectivos, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto.

En caso de que el Operador Petrolero haya presentado en su Plan o Programa, según corresponda, la información que solicite la Comisión de manera preliminar conforme a los Lineamientos de Planes únicamente deberá presentar la información que deba actualizarse, y el resto de la información que se requiere deberá presentarse en el aviso comprendido en el presente artículo. Los Operadores Petroleros solo podrán perforar o reentrar en los Pozos contemplados en el Plan, Programa o modificación.

El aviso deberá acompañarse de la siguiente información, la cual deberá encontrarse en formato digital:

I. Objetivos de la Perforación del Pozo de acuerdo con la información preliminar plasmada en el Plan o Programa aprobado según corresponda. mediante escrito libre que contenga la descripción de los objetivos geológicos objeto de la Perforación.

II. Documento integrado del Diseño, que incluya la siguiente información;

a) Ingeniería conceptual de la Perforación y, en su caso, de la Terminación;

b) Análisis de la selección del Diseño para el Pozo, su estado mecánico y la determinación de sus etapas de contingencia;

c) En caso de que se prevea la Terminación del Pozo, entregar el programa de Terminación preliminar, que deberá incluir:

i. Estado mecánico propuesto que incluya las zonas productoras y los intervalos preliminares a desarrollar de estas, y

ii. Para el caso de la tubería de producción, deberán detallarse, al menos, el diámetro, grado de acero y peso de la tubería de producción considerada.

d) Propuesta de programa calendarizado de la ejecución del Pozo, desde el inicio de la Perforación, hasta la Terminación.

III. Propuesta del Programa de Perforación que incluya, al menos, los siguientes elementos:

a) Columna geológica proyectada que contenga:

i. Las cimas y bases de las formaciones en metros verticales bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno, según sea el caso (mvbnm/mvbnt), y

ii. Objetivos y profundidad total programada en metros desarrollados bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno (mdbnm/mdbnt), metros verticales bajo mesa rotaria (mvbmr) y metros desarrollados bajo mesa rotaria (mdbmr).

b) Pronóstico de la Perforación, en la que se detalle lo siguiente:

i. Profundidades estimadas de las cimas de las formaciones marcadoras, y

ii. Ventana Operativa.

c) Programa de tuberías de revestimiento y programa de cementación para cada etapa de Perforación establecida, que incluya lo siguiente:

i. Diseño de las tuberías de revestimiento que incluya los grados de acero, pesos, tipo y características de las conexiones, diámetros requeridos y factores de diseño y propiedades de las tuberías de revestimiento, tales como presiones de estallido y colapso, resistencia de las conexiones y de la tensión en el cuerpo del tubular;

ii. Temperatura estática y circulante en el fondo del agujero;

iii. Volúmenes y gastos preliminares de fluidos que se bombearán, y

iv. Tiempos operacionales preliminares.

d) Mapas georreferenciados que detallen los siguientes elementos:

i. Escala;

ii. Simbología;

iii. Coordenadas geográficas de:

1. Ubicación superficial;

2. Profundidad total programada, y

3. Objetivo.

Lo anterior en Datum ITRF08 época 2010, longitud y latitud (sistema sexagesimal).

iv. Distancia en metros desde el Pozo propuesto y su objetivo hasta las líneas delimitadoras del Área Contractual o Área de Asignación, y distancia de Pozos análogos.

e) Propuesta de la coordenada de un Pozo Alterno, y

f) Características del equipo de Perforación a utilizar, así como el cálculo de las cargas para la selección del equipo de perforación (malacate, subestructura y estructura) considerando el escenario en el cual el equipo será sometido a su máxima esfuerzo durante la Perforación del Pozo, e indicar la capacidad máxima de Perforación del equipo seleccionado.

IV. Fecha prevista en que iniciarán las actividades de Perforación, considerada a partir de que la barrena comience a penetrar la columna estratigráfica, y

V. Programa de Fracturamiento Hidráulico que incluya los gastos de inyección por etapas del tratamiento, en su caso.

Artículo 33. Del aviso de Perforación de Pozos comprendidos en una Autorización de un Pozo Tipo. Los Operadores Petroleros deberán dar aviso dentro de los cinco días hábiles previos al inicio de la Perforación de cada Pozo comprendido dentro de la Autorización de un Pozo Tipo, por medio del formato APTO y su instructivo, acreditando el pago de los aprovechamientos respectivos, adjuntando el comprobante de pago mediante el esquema de pagos electrónicos e5cinco o la plataforma que se establezca para tal efecto. Lo anterior, derivado de la ejecución de la Autorización correspondiente.

En caso de que el Operador Petrolero haya presentado en su Plan o Programa, según corresponda, la información que solicite la Comisión de manera preliminar conforme a los Lineamientos de Planes únicamente deberá presentar la información que deba actualizarse, y el resto de la información que se requiere deberá presentarse en el aviso comprendido en el presente artículo. Los Operadores Petroleros solo podrán perforar los Pozos contemplados en el Plan, Programa o modificación.

El aviso deberá acompañarse de la siguiente información, la cual deberá encontrarse en formato digital:

I. Objetivos de la Perforación del Pozo de acuerdo con la información preliminar plasmada en el Plan o Programa aprobado según corresponda. mediante escrito libre que contenga la descripción de los objetivos geológicos objeto de la Perforación;

II. Documento integrado del Diseño, que incluya la siguiente información:

a) Ingeniería conceptual de la Perforación y de la Terminación;

b) Análisis de la selección de la mejor opción de Diseño para el Pozo, su estado mecánico y la determinación de sus etapas de contingencia;

c) Programa de Terminación preliminar, que deberá incluir:

i. Estado mecánico propuesto que incluya las zonas productoras y los intervalos preliminares a evaluar de estas, y

ii. Para el caso de la tubería de producción, deberán detallarse, al menos, el diámetro, grado de acero y peso de la tubería de producción considerada, así como el respaldo técnico del diseño del aparejo y la distribución de este.

d) Propuesta de programa calendarizado de la ejecución del Pozo, desde el inicio de la Perforación, hasta la Terminación.

III. Propuesta del Programa de Perforación que incluya, al menos, los siguientes elementos:

a) Columna geológica proyectada que contenga:

i. Las cimas y bases de las formaciones en metros verticales bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno, según sea el caso (mvbnm/mvbnt), y

ii. Objetivos y profundidad total programada en metros desarrollados bajo nivel del mar o bajo nivel del terreno (mdbnm/mdbnt), metros verticales bajo mesa rotaria (mvbmr) y metros desarrollados bajo mesa rotaria (mdbmr).

b) Pronóstico de la Perforación, en la que se detalle lo siguiente:

i. Profundidades estimadas de las cimas de las formaciones marcadoras, y

ii. Ventana Operativa.

c) Programa de tuberías de revestimiento y programa de cementación para cada etapa de Perforación establecida, que incluya lo siguiente:

i. Diseño de las tuberías de revestimiento que incluya los grados de acero, pesos, tipo y características de las conexiones, diámetros requeridos y factores de diseño y propiedades de las tuberías de revestimiento, tales como presiones de estallido y colapso, resistencia de las conexiones y de la tensión en el cuerpo del tubular;

ii. Temperatura estática y circulante en el fondo del agujero;

iii. Volúmenes y gastos preliminares de fluidos que se bombearán, y

iv. Tiempos operacionales preliminares.

d) Mapas georreferenciados que detallen los siguientes elementos:

i. Escala;

ii. Simbología;

iii. Coordenadas geográficas de:

1. Ubicación superficial;

2. Profundidad total programada, y

3. Objetivo.

Lo anterior en Datum ITRF08 época 2010, longitud y latitud (sistema sexagesimal).

iv. Distancia en metros desde el Pozo propuesto y su objetivo hasta las líneas delimitadoras del Área Contractual o Área de Asignación, y distancia de Pozos análogos.

e) Propuesta de la coordenada de un Pozo Alterno, y

f) Características del equipo de Perforación a utilizar, así como el cálculo de las cargas para la selección del equipo de perforación (malacate, subestructura y estructura) considerando el escenario en el cual el equipo será sometido a su máxima esfuerzo durante la Perforación del Pozo, e indicar la capacidad máxima de Perforación del equipo seleccionado.

IV. Fecha prevista en que iniciarán las actividades de Perforación, considerada a partir de que la barrena comience a penetrar la columna estratigráfica, y

V. Programa de Fracturamiento Hidráulico que incluya los gastos de inyección por etapas del tratamiento.

Capítulo III

Del aviso e informe para Pozos de Desarrollo

Artículo 34. Del aviso de Conversión de un Pozo. Los Operadores Petroleros deberán avisar a la Comisión el inicio de las actividades de conversión de un Pozo que al concluir su objetivo, se adecua o se modifica, para realizar una función distinta a la original, en los siguientes supuestos:

I. Conversión de Pozo Exploratorio a Pozo de Desarrollo o Pozo Productor;

II. Conversión de Pozo Productor a Pozo Inyector;

III. Conversión de Pozo Productor a Pozo de Almacenamiento;

IV. Conversión de Pozo Productor a Pozo Letrina, y

V. Conversión de Pozo Inyector a Pozo Productor.

Lo anterior, al menos quince días hábiles previos al inicio de las actividades de la conversión programada, mediante el formato ACP y su instructivo. adjuntando la siguiente información:

I. Programa de conversión, mediante escrito libre, que deberá contener lo siguiente:

a) Programa de actividades operativas;

b) Objetivos geológicos pronosticados de la Perforación del Pozo de acuerdo con la información preliminar plasmada en el Plan o Programa según corresponda;

c) Propuesta de programa calendarizado de la conversión del Pozo;

d) Costos programados de la intervención;

e) Descripción del equipo de Perforación a utilizar, detallando sus especificaciones técnicas;

f) Estado mecánico actual y estado mecánico propuesto;

g) Profundidad total estimada en metros desarrollados bajo nivel del mar (mdbnm) y metros verticales bajo nivel del mar (mvbnm), y

h) Justificación técnica de la idoneidad de las condiciones geológicas para la conversión.

II. 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, únicamente tratándose del supuesto de la fracción I del presente artículo.

Artículo 35. Del informe final. Los Operadores Petroleros deberán entregar a la Comisión un informe final, en un plazo no mayor a los treinta días hábiles posteriores a la finalización de las actividades de Terminación, o en su caso, las relacionadas con el Taponamiento Temporal o Permanente realizado, en el que contenga la información relativa a las actividades de Perforación, Terminación y Taponamiento del Pozo, mediante el formato IFDE y su instructivo .

El informe contendrá, al menos, los siguientes elementos:

I. Resultados de la Perforación y Terminación, detallando el cumplimiento del Diseño, sus actualizaciones y la información que sustente los cambios realizados, incluido el estado mecánico final obtenido y los tiempos finales;

II. Análisis real de los siguientes elementos:

a) Columna geológica;

b) Confirmación de datos geológicos, geofísicos y petrofísicos;

c) Profundidad total desarrollada del Pozo y de las cimas y bases de los objetivos geológicos;

d) Descripción de registros geofísicos y continuo de Hidrocarburos;

e) Información de núcleos y muestras tomadas en cada etapa, según sea el caso;

f) Resumen de las pruebas de formación y producción, en su caso;

g) Resultados de las pruebas de hermeticidad de los Pozos y registros de cementaciones;

h) Análisis de la Ventana Operativa y de geopresiones;

i) Trayectoria direccional final;

j) Costos, y

k) Estado mecánico final y en su caso, el estado mecánico del Taponamiento Temporal o Permanente efectuado, mediante escrito libre que contenga una descripción que incluya lo siguiente:

i. Intervalos disparados o intervalos productores;

ii. Profundidades de asentamiento y características de las tuberías de revestimiento y accesorios;

iii. En su caso, ubicación de los tapones y Barreras mecánicas instaladas en el Pozo, y

iv. Tipos de tapón:

1. Tratándose de tapones de cemento, especificar su cima, base y longitud, y

2. Tratándose de tapones mecánicos, indicar especificaciones y profundidad de colocación.

III. Resultados volumétricos obtenidos;

IV. Programa de pruebas positivas y negativas del Pozo a taponar;

V. Escrito libre de la justificación técnica y económica del taponamiento;

VI. En su caso, información de los núcleos obtenidos, los resultados de los análisis realizados a la fecha de entrega del presente informe, la lista de aquellos estudios por realizar y la fecha estimada en la que se tendrán los resultados, y

VII. Tratándose de Pozos Tipo Modelo de Diseño para el Desarrollo Masivo de un Campo en Yacimientos No Convencionales, reporte del Fracturamiento Hidráulico realizado.

La Comisión revisará el análisis presentado por los Operadores Petroleros y, sin perjuicio de otra disposición aplicable, podrá requerir más información y, en su caso, divulgar las lecciones aprendidas, con el fin de evitar Obstáculos a la Continuidad Operativa de la Perforación de nuevos Pozos y promover la adopción de las Mejores Prácticas de la Industria.

El Operador Petrolero deberá remitir a la Comisión los núcleos de roca cortados, en términos de la Normativa aplicable.

Título V

De la Supervisión

Capítulo Único

Artículo 36. De la supervisión del cumplimiento de los Lineamientos. Para la supervisión del cumplimiento de los Lineamientos, la Comisión instaurará, substanciará y resolverá los procedimientos administrativos que correspondan. Lo anterior, en los términos señalados en el presente Capítulo y conforme lo establece la Ley, la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y las disposiciones que en la materia sean aplicables.

Artículo 37. De las acciones para supervisar el cumplimiento de las Autorizaciones. Las acciones de supervisión necesarias para dar seguimiento al cumplimiento de los términos y condiciones de las Autorizaciones otorgadas y de los Lineamientos, podrán comprender entre otras, las siguientes:

I. Requerir la presentación de información, documentación y datos relativos a actividades de Perforación de Pozos;

II. Ordenar y realizar visitas de verificación e inspección conforme a los Lineamientos de Supervisión;

III. Citar a comparecer al personal autorizado o representantes del Operador Petrolero, y

IV. Las demás que la Comisión considere necesarias.

En todo momento, el Operador Petrolero permitirá el acceso y dará las facilidades al personal de la Comisión y, en su caso, a los terceros acreditados conforme a la Normativa aplicable, para que realicen acciones de verificación, inspección y supervisión del cumplimiento de las Autorizaciones y de los Lineamientos.

Artículo 38. De las acciones derivadas de las actividades de supervisión. La Comisión, con base en los resultados de las verificaciones, inspecciones o supervisiones, y sin perjuicio de lo establecido en otras disposiciones legales aplicables, podrá sustanciar los procedimientos administrativos necesarios, para prevenir o remediar posibles incumplimientos a los Lineamientos o, en su caso, ordenar las medidas correctivas necesarias.

Artículo 39. De las sanciones que podrá imponer la Comisión. Las infracciones a los Lineamientos serán sancionadas de conformidad con la Ley y el procedimiento establecido en su Reglamento. Lo anterior, sin perjuicio de las demás sanciones que les sean aplicables en términos de la Normativa aplicable.

TRANSITORIOS

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

SEGUNDO. Se abrogan los Lineamientos de Perforación de Pozos y sus Anexos, así como su modificación, publicados en el Diario Oficial de la Federación el 14 de octubre de 2016 y su reforma publicada en el mismo medio de difusión el 28 de noviembre de 2017 y se derogan todas las disposiciones que se opongan a lo previsto en el presente Acuerdo.

Asimismo, se derogan los trámites correspondientes a las solicitudes, autorizaciones, avisos, notificaciones e informes, con las siguientes modalidades y homoclaves: i] CNH-00-010, Solicitud de prórroga para atender la prevención sobre las solicitudes de Autorización de Perforación de Pozos; ii] CNH-00-011-B, Aviso de las actividades de Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas, modalidad B, acciones correctivas por resultados negativos de la prueba de presión de las tuberías de revestimiento; iii] CNH-00-011-C, Aviso de las actividades de Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas, modalidad C, repetición de prueba de presión negativa; iv] CNH-00-011-D, Aviso de las actividades de Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas, modalidad D, Fuga o reducción de presión en las tuberías de revestimiento; v] CNH-00-013, solicitud de Autorización de Perforación de Pozos en Aguas Profundas y ultra profundas; vi] CNH-00-015-A, Aviso de Abandono de Pozos, modalidad A, Abandono Permanente; vii] CNH-00-015-C, Aviso de Abandono de Pozos, modalidad C, Abandono Temporal; viii] CNH-00-016, Aviso de inicio de Perforación de los Pozos comprendidos en una Autorización de Pozo Tipo; ix] CNH-00-018-A, Solicitud de modificación a la Autorización de Perforación, modalidad A, modificaciones al Diseño; x] CNH-00-018-B, Solicitud de modificación a la Autorización de Perforación, modalidad B, modificaciones al Diseño de un Pozo en Aguas Profundas; xi] CNH-00-018-F, Solicitud de modificación a la Autorización de Perforación, modalidad F, Reentrada de un pozo autorizado por la Comisión; xii] CNH-00-019, Aviso de las comunicaciones y coordinaciones entre Operadores Petroleros; xiii] CNH-00-020, Notificación de incidentes o accidentes que afecten la continuidad operativa, y de los Obstáculos a la continuación de la Perforación; xiv] CNH-00-021, Informe de los resultados de la Construcción de un Pozo; xv] CNH-00-024-A, Aviso de cambios operativos, modalidad A, cambios de posicionamiento; xvi] CNH-00-024-B, Aviso de cambios operativos, modalidad B, cambios al programa de Terminación final con respecto al preliminar; xvii] CNH-00-024-C, Aviso de cambios operativos, modalidad C, actividades no realizables contempladas en el Programa de Perforación; xviii] CNH-00-024-D, Aviso de cambios operativos, modalidad D, inicio de actividades no contempladas en el Programa de Perforación; xix] CNH-00-024-E, Aviso de cambios operativos, modalidad D, Resultado de actividades no contempladas en el Programa de Perforación relacionadas con la Perforación, Terminación, Abandono Temporal o Permanente; xx] CNH-00-026, Informe anual de los pozos; xxi] CNH-00-027, Notificación de daño de las tuberías de revestimiento como consecuencia de Fracturamiento Hidráulico; xxii] CNH-00-029, Notificación de pruebas de integridad de presión, pruebas de afluencia a colgadores y registros acústicos; xxiii] CNH-00-030, Solicitud de renovación de una Autorización de Perforación de Pozos; xxiv] CNH-00-031, Informe de Abandono; xxv] CNH-00-032, Aviso trimestral de actividades relacionadas con la perforación de pozos; xxvi] CNH-00-033, Aviso de la presencia de ácido sulfhídrico durante la Perforación, Terminación y reparación de Pozos; xxvii] CNH-00-034, Informe de actividades de Perforación, Terminación y reparación con presencia de ácido sulfhídrico; xxviii] CNH-00-036, Aviso de Reentradas en caso de accidente mecánico y profundizaciones de pozos para alcanzar el objetivo geológico planeado; xxix] CNH-00-044, Aviso de incorporación de Pozos a un Pozo Tipo autorizado; xxx] CNH-00-045, Aviso de inicio de actividades de Perforación de un Pozo; xxxi] CNH-00-046, Aviso de los Pozos que no requieren Autorización; xxxii] CNH-00-047, Informe posterior a la Terminación; xxxiii] CNH-00-048, Solicitud de Autorización de Perforación de Pozos Exploratorios; xxxiv] CNH-00-049, Solicitud de Autorización de Perforación de Pozos Tipo, y xxxv] CNH-00-050, Solicitud de prórroga para iniciar actividades de Perforación.

TERCERO. Los trámites iniciados ante la Comisión con anterioridad a la entrada en vigor de los presentes Lineamientos continuarán su curso hasta su término, y se substanciarán de conformidad con los procedimientos establecidos al momento de la presentación del trámite correspondiente.

Lo anterior con la salvedad de que los interesados opten por la aplicación de los plazos y requisitos del presente Acuerdo para la resolución de su solicitud, siempre que lo haga del conocimiento de la Comisión mediante escrito libre, dentro de los treinta días naturales siguientes a su entrada en vigor.

CUARTO. Para los casos en que el Operador Petrolero, en términos de su Asignación o Contrato, se encuentre obligado a presentar su solicitud de Autorización de Perforación o deba entregar su aviso de Perforación de Pozos dentro del periodo previsto entre el día de entrada en vigor de los Lineamientos y los sesenta días hábiles siguientes, podrá optar por presentarlos en términos del presente Acuerdo o en términos de los Lineamientos que se encontraran vigentes con anterioridad al inicio de los efectos de éste.

QUINTO. Los Pozos perforados antes de la entrada en vigor de los presentes Lineamientos mantendrán la nomenclatura, Identificación y Clasificación de Pozo que hasta ahora tienen. Únicamente se requerirá que estas cambien, cuando existan modificaciones, en términos de lo establecido en el Anexo I de los Lineamientos.

SEXTO . Para efectos de lo dispuesto en el segundo párrafo del artículo 16 de los Lineamientos de Recursos Prospectivos y contingentes, para el caso en que se haga referencia al informe de resultados de la construcción de pozos o informe posterior de la terminación de pozos, se entenderá al informe final, de conformidad con los presentes lineamientos.

SÉPTIMO: Los procedimientos iniciados por la Comisión para sancionar incumplimientos a los Lineamientos de Perforación de Pozos, así como a las disposiciones, continuarán su curso hasta la resolución correspondiente.

OCTAVO: Con la entrada en vigor del presente Acuerdo se deja sin efecto la disposición relativa al diverso CNH.E.94.007/2022 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos instruye a la Unidad Técnica de Exploración y su Supervisión para que, con apoyo de la Dirección General de Autorizaciones de Exploración, resuelva sobre la emisión de las Autorizaciones referidas en el artículo 25 de los Lineamientos de Perforación de Pozos, que sean presentadas de nueva cuenta por los operadores petroleros después de caducada una autorización , de 15 de diciembre de 2022.

NOVENO: Con la entrada en vigor del presente Acuerdo se deja sin efecto la disposición relativa al diverso CNH.E.82.003/2021 por el que se Instruyó a la Unidad Técnica de Exploración y su Supervisión para que resuelva sobre las autorizaciones de modificación de autorizaciones de perforación de pozos, mediante la presentación de un aviso por parte del Operador Petrolero, referida en el art. 37 de los Lineamientos de Perforación de Pozos, de 16 de noviembre de 2021.

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Lineamientos de Pozos

Anexo I

Registro, Identificación y Clasificación de Pozos y Yacimientos

Numeral 1. Objeto del Anexo. El presente Anexo se emite para llevar a cabo el registro de la Identificación y la Clasificación de Pozos, Campos y Yacimientos relacionados con las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos y definir los mecanismos específicos para:

I. Establecer los elementos, requisitos y procedimientos que deberán seguirse para llevar a cabo la Identificación y la Clasificación de Pozos para fines de su registro;

II. Establecer las bases y requerimientos de información, para el procedimiento de registro administrativo de Pozos, y

III. Facilitar a la Comisión la verificación y supervisión de su cumplimiento.

Numeral 2. Registro administrativo de Pozos. La Comisión proporcionará a los Operadores Petroleros, para efectos del registro administrativo de Pozos, la Identificación del Pozo, así como los dígitos del objetivo inicial de la Perforación y la condición actual del Pozo que forma parte de la Clasificación, derivado de la información que presenten los Operadores Petroleros.

Numeral 3. Identificación del Área Prospectiva o Campo e Identificación de Pozos.

I. La Comisión retomará la identificación del Área Prospectiva o Campo que proporcionó el Operador Petrolero, en la cual utilizó nombres de sitios geográficos mexicanos o palabras de origen regional, indígena, histórico o cultural mexicano antes de la Perforación del primer Pozo Exploratorio.

II. Se deberá asignar el nombre del Campo a cada Pozo que esté contenido en él, seguido de un número y las tres primeras letras del tipo de Pozo que lo caracterice. Este identificador es independiente de las nomenclaturas requeridas para identificar y clasificar a cada Pozo, de acuerdo con su ubicación y a su estado inicial y final, respectivamente.

III. Se vinculará la Identificación del Pozo con la identificación del Área Prospectiva, Campo o Yacimiento cuando realicen el registro administrativo del Pozo. Si los resultados de la Perforación de un Pozo determinan que éste pertenece a un Área Prospectiva o Campo diferente al cual fue vinculado en el registro administrativo de Pozos, los Operadores Petroleros deberán notificarlo a la Comisión para que se modifique el Área Prospectiva, Campo o Yacimiento en el registro administrativo del Pozo.

Numeral 4. Secciones de la Identificación del Pozo. Los Pozos a ser Autorizados y los que requieren un aviso por parte de los Operadores Petroleros, deberán contar con una Identificación del Pozo conforme a este Anexo, para efectos del registro administrativo de Pozos.

I. La siguiente tabla de Identificación del Pozo deberá ser completada para efectos del registro administrativo de Pozos:

II. La Identificación del Pozo se compone de cinco secciones obligatorias y una sexta sección opcional de extensión. Dichas secciones, se describen a continuación:

a) Sección tipo de Pozo: El tipo de Pozo al que se hace referencia.

b) Sección código de área: Área del territorio nacional.

c) Sección código de entidad federativa / Polígono Marítimo: Entidad federativa o Polígono Marítimo en que se encuentra.

d) Sección código de Pozo: La identificación del Operador Petrolero y del número del Pozo.

e) Sección código de Ramificaciones: El número de Ramificaciones que lo componen.

f) Sección extensión para información suplementaria: De manera optativa, una extensión con la información suplementaria a la que hace referencia este Anexo.

III. Los códigos a utilizar en cada una de las secciones para la Identificación del Pozo son los siguientes:

a) Sección Tipo de Pozo: Son los 2 dígitos que deberán incluirse en las posiciones 1-2 y se utilizan de acuerdo con el tipo de Pozo. Los códigos son los siguientes:

b) Sección código de área: Son los 2 dígitos que deben incluirse en las posiciones 3-4, utilizando 3 códigos de acuerdo con la ubicación de los Pozos. Los códigos son los siguientes:

c) Sección código de entidad federativa/Polígono Marítimo : Son los 3 dígitos que deberán incluirse en las posiciones 5-7. Representa los códigos para cada una de las Entidades Federativas de México en tierra o el código del Polígono Marítimo cuando se trate de aguas lacustres, someras, profundas y ultra profundas del Océano Pacífico, del Golfo de México y del Mar Caribe.

Cuando se combina con el código de área (dígitos 3-4), se identifica de forma única cada entidad federativa/Polígono Marítimo en México. Los ceros iniciales y finales deben incluirse.

Los códigos que representan las Entidades Federativas de México son:

Las aguas lacustres, someras, profundas y ultra profundas del Océano Pacífico, del Golfo de México y del Mar Caribe se dividen en sub-áreas denominadas Polígonos Marítimos utilizando coordenadas geográficas, las cuales tienen un tamaño de 1° x 2°. Cada polígono tiene asignado un código único de tres dígitos. La posición relativa de cada Polígono Marítimo se calculará conforme a lo siguiente:

i. Para aguas lacustres, someras, profundas y ultra profundas del Océano Pacífico: Los dígitos de los Polígonos Marítimos tienen su origen en la latitud: 13°N y longitud: 92°W y el tope en la latitud: 33°N.

ii. Para aguas lacustres, someras, profundas y ultra profundas del Golfo de México y del Mar Caribe: Los dígitos de los Polígonos Marítimos o números para los Polígonos Marítimos tienen su origen en la latitud: 17°N y longitud: 84°W y el tope en la latitud: 26°N.

d) Sección código de Pozo : Son los 8 dígitos que deberán incluirse en las posiciones 8-15. Las posiciones 8-10 corresponden al número de registro del Operador Petrolero en el registro administrativo de Pozos de la Comisión y las posiciones 11-15 corresponden al número consecutivo del Pozo Autorizado o avisado por dicho Operador Petrolero en la entidad federativa o Polígono Marítimo dado en las posiciones 5-7. Aquellas Ramificaciones que comparten el mismo origen deberán tener los mismos dígitos en las posiciones 3-15. Los ceros iniciales y finales deben incluirse.

e) Sección código de Ramificaciones : Son los 2 dígitos que deben incluirse en las posiciones 16-17 y se asignarán a cada Ramificación. Cada código de Ramificación deberá ser único dentro de un Pozo; Los ceros iniciales y finales deberán incluirse.

f) Sección Extensión (Opcional) : Son los 2 dígitos que podrán incluirse en las posiciones 18-19. Se podrá utilizar esta extensión en la Identificación del Pozo, considerando que no deberán utilizarse las posiciones 18-19 para identificar Ramificaciones de Pozos Multilaterales, Ramificaciones originadas por un Accidente Mecánico o por la búsqueda de un nuevo objetivo, entre otros propósitos, y Profundizaciones del Pozo.

A continuación, se enlistan los eventos especiales que crean cambios en la configuración física dentro del Pozo, considerados como extensiones en términos de esta sección:

i. Terminaciones: para identificar una Terminación diferente a la Terminación Sencilla, se usarán los siguientes dígitos:

a. Terminación Sencilla: se enumera con 01;

b. Terminación Doble: se enumera con 02, y

c. Terminación Triple: se enumera con 03.

ii. Terminación con SAGD: se enumera con 04 y aplica cuando se utiliza el sistema SAGD con un solo Pozo con Terminación especial. Cuando se utiliza el sistema SAGD con dos Pozos, uno Pozo Inyector y otro Pozo Productor, cada uno de los Pozos deberá identificarse, y

iii. Cambios de intervalos productores o cuando se produce con Terminación Selectiva, se deberán enumerar con 11 en adelante, ya que podrán tener varios cambios de intervalos.

iv. Conversión de Pozo, deberá utilizarse la siguiente numeración:

a. Para Pozo convertido a Pozo Inyector para recuperación secundaria o mejorada: se enumera con 21;

b. Para Pozo convertido a Pozo Inyector para disposición: se enumera con 22;

c. Para Pozo convertido a Pozo Inyector para almacenamiento: se enumera con 23, y

d. Para Pozo convertido a Pozo Productor: se enumera con 24.

Numeral 5. Identificación física del Pozo. Los Operadores Petroleros deberán colocar de forma permanente y legible la identificación física del Pozo en un lugar visible, en el árbol de válvulas, en el monumento o en el tapón de corrosión. La identificación referida constará de los dígitos en las posiciones 3-15, compuesta por el código de área, código de entidad federativa o Polígono Marítimo y el código de Pozo.

Numeral 6. Clasificación. La Comisión definirá, para efectos del registro administrativo de Pozos, los dígitos del objetivo inicial de la Perforación del Pozo que forman parte de la Clasificación y definirá los dígitos del resultado de la Perforación del Pozo para los mismos efectos, así como los de la condición actual del Pozo, con base en este Anexo.

Numeral 7. Elementos para la Clasificación. La Clasificación del Pozo se hará utilizando tres bloques de tres dígitos cada uno. Cada bloque considera un criterio diferente como se indica a continuación:

I. Objetivo inicial de la Perforación del Pozo;

II. Resultados de la Perforación del Pozo, y

III. Condición actual del Pozo.

Cada Ramificación de un Pozo Multilateral y cada Ramificación originada por un Accidente Mecánico o por la búsqueda de un nuevo objetivo, entre otros propósitos, o Profundización deberán tener su propia Clasificación.

Los resultados de la Perforación del Pozo o Ramificación y la condición actual del Pozo o Ramificación serán registrados por la Comisión, de acuerdo con los términos de este Anexo, una vez que el Operador Petrolero emita el aviso de abandono de Pozos y el informe final.

Numeral 8. Objetivo inicial y resultados de la Perforación del Pozo o Ramificación . La Clasificación del Pozo, deberá realizarse con base en los posibles resultados de la Perforación del Pozo para cada uno de los objetivos iniciales, como se muestra en la siguiente tabla:

Definiciones de tipo de Pozo de acuerdo con el resultado de la Perforación del Pozo o Ramificación:

I. Recolector de información: Pozo de Sondeo Estratigráfico en el cual resultó exitosa la Perforación para la adquisición de información geológica, geofísica, estratigráfica y petrofísica, entre otra.

II. Descubridor: Podrán ser:

a) Descubridor de aceite;

b) Descubridor de gas seco;

c) Descubridor de gas húmedo, y

d) Descubridor de gas y condensado.

III. Extensión del Yacimiento en desarrollo: Pozo perforado a partir de los límites conocidos del Yacimiento, cuyo objetivo es conocer la extensión y continuidad del Yacimiento a dos o más espaciamientos del área ya probada, que produzca Hidrocarburos en forma comercial, a condiciones estabilizadas y sustentadas mediante pruebas de presión producción.

IV. Productor: Como se define en los Lineamientos. Podrán ser:

a) Productor de aceite;

b) Productor de gas seco;

c) Productor de gas húmedo, y

d) Productor de gas y condensado.

V. Exitoso: Pozo perforado y terminado como Pozo Inyector, Pozo de Alivio que cumplió con el propósito para el cual fue programado.

VI. Seco: Pozo perforado en el cual no se recuperaron fluidos durante las pruebas de producción, o aquel que con base en el análisis de los registros geofísicos se observen estratos compactos o arcillosos.

VII. Invadido por Agua: Pozo perforado en el cual mediante pruebas de producción o formación se recupera agua salada o bien que mediante análisis de registros geofísicos se determinen altas saturaciones de agua.

VIII. Productor no comercial: Pozo perforado en el cual mediante pruebas de presión producción se registran volúmenes de Hidrocarburos cuya extracción no sea rentable al momento de la Clasificación del Pozo.

IX. No exitoso: Pozo perforado como Pozo Inyector, Pozo de Alivio que logró éxito mecánico, pero no cumplió con el objetivo para el cual fue programado.

X. Accidente Mecánico: Pozo con problemas mecánicos de cualquier índole durante la Perforación, Terminación, reparación o Conversión, que impiden alcanzar los objetivos programados.

Numeral 9. Condición actual del Pozo o Ramificación. La Clasificación del Pozo o Ramificación, deberá realizarse con base en las posibles condiciones que pudiera tener el Pozo o Ramificación durante su vida útil posterior a los resultados de su Perforación, como se muestra en la tabla:

Definiciones de tipo de Pozo de acuerdo con la condición actual del Pozo o agujero:

I. Recolector de información: Pozo de Sondeo Estratigráfico que se encuentra tomando información geológica, geofísica, estratigráfica y petrofísica.

II. Cerrado esperando instalaciones de producción: Pozo Exploratorio o Pozo Delimitador que resulte productor y no cuente con las instalaciones de producción necesarias para iniciar la Extracción de Hidrocarburos.

III. Productor con instalaciones temporales: Pozo Exploratorio, Pozo Delimitador o Pozo de Desarrollo que resulte Productor y cuente con instalaciones individuales de recolección, tratamiento y transporte o que éste se realice por acarreo.

IV. Productor: Como se define en los Lineamientos.

V. Convertido en inyector: Pozo Productor de Hidrocarburos que ha sido convertido para permitir la inyección de fluidos al Yacimiento con propósitos de recuperación secundaria, recuperación mejorada, almacenamiento o disposición de residuos líquidos.

VI. Inyector: Como se define en los Lineamientos. Se clasifican de la siguiente forma:

a) Inyector para recuperación secundaria o mejorada;

b) Inyector para disposición, y

c) Inyector para almacenamiento.

VII. Evaluador de nuevas tecnologías: Pozo perforado con el propósito de evaluar nuevas tecnologías de Perforación, Terminación, producción, recuperación secundaria o recuperación mejorada.

VIII. Operando: Pozo perforado con el objetivo de ser Pozo de Alivio, y que se encuentra inyectando fluidos de control en el Pozo con problemas de invasión de fluidos de la formación.

IX. Suspendido: Es aquel Pozo Productor que es cerrado y se encuentra esperando una reparación para cumplir con las metas establecidas de producción.

X. Inactivo: Es aquel Pozo que no es capaz de producir bajo ningún método de producción o cuya producción ya no es rentable.

XI. Esperando taponamiento: Pozo que, como resultado de las etapas de Perforación, Terminación o desarrollo, se le colocaron tapones de Taponamiento Temporal, con base en los procedimientos de taponamiento vigentes.

XII. Taponamiento Temporal: Como se define en los Lineamientos.

XIII. Taponamiento Permanente: Como se define en los Lineamientos.

Numeral 10. Procedimiento de revisión y registro de la información. La Comisión revisará y en su caso, aprobará la información presentada por los Operadores Petroleros en los términos de los Lineamientos y de conformidad con este Anexo, para efectos del registro administrativo de Pozos, ya sea para el registro inicial o para cualquier acto posterior al mismo, según lo requiera la Comisión.

En caso de que la Comisión determine que la información es suficiente, dará respuesta a la solicitud de Autorización mediante la resolución correspondiente, documento que contendrá la Identificación y la Clasificación inicial del Pozo, y se procederá a llevar a cabo el registro administrativo del Pozo.

Para los Pozos de Desarrollo respecto de los que no se emite resolución, la Comisión informará al Operador Petrolero mediante oficio la Identificación del Pozo y la Clasificación inicial, y se procederá a llevar a cabo el registro administrativo del Pozo.

Numeral 11. Actualización de la Clasificación del Pozo en cuanto al resultado de la Perforación del Pozo y de la condición actual del Pozo. La Comisión actualizará la Clasificación del Pozo, con base en el resultado de la Perforación y de la condición actual del Pozo, una vez que el Operador Petrolero haya notificado los resultados de las actividades de Perforación y Terminación del Pozo, o de las actividades posteriores a la Perforación y Terminación originalmente aprobadas.

Numeral 12. Actualización de la Clasificación del Pozo en cuanto a la condición actual del Pozo. La Comisión actualizará la Clasificación del Pozo respecto a la condición actual del Pozo, cuando el Operador Petrolero haya notificado:

I. Los resultados de las actividades posteriores a la Perforación y Terminación originalmente aprobadas;

II. Los resultados de la actividad de Conversión de Pozo, o

III. Los resultados de la actividad de Taponamiento Temporal o Permanente del Pozo.

Numeral 13. Obligación de no utilizar identificación diversa. Los Operadores Petroleros sólo podrán utilizar la Identificación del Pozos oficial establecida en el registro administrativo de Pozos, conforme a lo indicado en este Anexo.

COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Lineamientos de Pozos

Anexo II

Referencias normativas

Numeral 1. Referencias normativas. El presente Anexo establece el listado de los estándares que son considerados como referencia para definir la existencia de una Mejor Práctica de la Industria y, por tanto, son de observancia obligatoria para los Operadores Petroleros, durante el Diseño, Construcción, Terminación, integridad, Mantenimiento y Conversión de éste, hasta su Taponamiento Permanente. Asimismo, dichas normas y estándares son objeto de actualización periódica y supervisión de su cumplimiento por parte de la Comisión.

La jerarquía de dichas normas en cuanto a la obligatoriedad de su aplicación está en una posición inmediata inferior a las Normas Oficiales Mexicanas. El uso y aplicación que de dichos documentos realice el Operador Petrolero, depende del propósito de los propios estándares y prácticas operativas recomendadas y conforme a los objetivos establecidos, para la Perforación de un Pozo en específico.

Numeral 2. Es responsabilidad de los Operadores Petroleros realizar las acciones necesarias para garantizar la adopción, evaluación de la conformidad y cumplimiento de las Mejores Prácticas de la Industria referidos en el presente Anexo.

Lo anterior, sin detrimento de la posibilidad de que los Operadores Petroleros, en términos del artículo 8 de los Lineamientos, acrediten ante la Comisión que han adoptado Mejores Prácticas de la Industria diferentes, iguales o superiores a los referidos en los Lineamientos y sus Anexos y que sean adecuados a los retos inherentes a las condiciones y características de la geología en México y de sus Yacimientos.

Numeral 3. La aplicación de ediciones nuevas de algunas referencias normativas o estándares proporcionados, sustituyen a las versiones señaladas en el presente Anexo. Asimismo, la aplicación de un nuevo estándar puede no proceder para algunos equipos o instalaciones existentes, por lo que la Comisión, escuchando a los Operadores Petroleros, realizará su revisión tomando en consideración los posibles cambios y no aplicación de determinados estándares. Ello, conforme a las condiciones de operación específicos.

Numeral 4. La observancia de las normas y estándares contenidos en este Anexo, para su aplicación, pueden separase para su acreditación, cuando estos son citados de manera conjunta con otros – i.e. ISO/API–. La Comisión tomará en consideración la posibilidad de acreditar por separado dichos estándares, para la evaluación del cumplimiento de estos, así como las actualizaciones que de estos se realicen.

Numeral 5. Las prácticas o estándares que se encuentren en revisión y sujetos a proceso de validación o revalidación por parte de los organismos internacionales son tomados como referencia por parte de la Comisión, para evaluar la existencia de una Mejor Práctica de la Industria.

Numeral 6. Únicamente son aplicables por la Comisión los estándares, o parte de los estándares, que están directamente relacionados con el Diseño, Construcción, Terminación y Mantenimiento, hasta el Seguimiento, Conversión y taponamiento de los Pozos; sin incorporar o hacer extensiva su aplicación sustituta, independiente o autónoma, a los requerimientos que en materia de seguridad industrial y protección al ambiente establezca la Agencia.

Numeral 7. En caso de dudas respecto del alcance o aplicabilidad de determinado estándar o partes de un estándar o Mejor Práctica, el Operador Petrolero puede realizar consultas por escrito a la Comisión, o bien, solicitar la realización de reuniones de trabajo o aclaratorias, para confirmar o establecer un criterio de interpretación y aplicación.

Numeral 8. Las Mejores Prácticas de la Industria reconocidas como obligatorias son las siguientes, en su última versión actualizada:

I. Primera etapa. Actividades previas a la Perforación y Terminación y hasta el movimiento de equipos.

II. Segunda etapa. Actividades durante el movimiento de equipos, hasta previo al Abandono de Pozo.

III. Tercera etapa. Actividades requeridas después de la Terminación de Pozos.

IV. Estándares para actividades específicas.

Formato SAPE

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Formato SAPD

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Formato SAPT

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Formato APTO

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Formato NIP

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Formato NCO

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Formato IFN

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Tabla IDD

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Formato IFDE

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Formato SPPC

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Formato ACP

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‎ ARTÍCULO TERCERO: Se emiten las Disposiciones para el Aprovechamiento de Gas Natural, para quedar como sigue:

Disposiciones para el Aprovechamiento del Gas Natural

Título I

Capitulo Único

De las Disposiciones Generales

Artículo 1. Del objeto de las Disposiciones. El objeto de las presentes Disposiciones es:

I. Establecer los elementos técnicos y operativos que definirán la Meta, con base en la cual se estructurarán los Programas de Aprovechamiento de Gas Natural. Lo anterior, dentro del proceso de aprobación de los Planes de Desarrollo, Programas de Evaluación, Piloto y de Transición;

II. Establecer los procedimientos, requisitos y criterios para la evaluación del cumplimiento de la Meta y de los Programas de Aprovechamiento, y

III. Establecer los procedimientos administrativos para la supervisión del cumplimiento de las Metas y Programas de Aprovechamiento, dentro del desarrollo de las actividades de Evaluación, transición y Extracción.

Artículo 2. Del ámbito de aplicación. Las Disposiciones son de observancia general y de carácter obligatorio para los Operadores Petroleros que realicen actividades de Evaluación, transición y Extracción de Hidrocarburos, que involucren la producción de Gas Natural en yacimientos de aceite, así como de gas y condensado.

Corresponderá a la Comisión la interpretación y aplicación de las Disposiciones, así como, en su caso, la realización de las acciones y procedimientos relacionados con su cumplimiento.

Artículo 3. De las definiciones. Para efectos de la interpretación de las Disposiciones, se establecen las siguientes definiciones, aunadas a las contempladas en el artículo 4 de la Ley de Hidrocarburos; mismas que se aplicarán de forma armónica y congruente, en singular o plural, en los siguientes términos:

I. Análisis Técnico-Económico: Evaluación económica en la que, conforme a la metodología de análisis costo-beneficio, el Operador Petrolero deberá comparar el Valor Económico de los Hidrocarburos en su integridad Petróleo y Gas Natural, respecto del valor presente neto de distintos proyectos de inversión. Lo anterior, con el objeto de maximizar el valor de los Hidrocarburos en su integridad, en el corto, mediano y largo plazo y en términos y condiciones semejantes, bajo criterios de factibilidad técnica;

II. Aprovechamiento: El uso eficiente del Gas Natural Asociado o No Asociado producido en un Área de Asignación o Contractual, asegurando la capacidad de manejo, disponibilidad y confiabilidad del sistema de Recolección, procesamiento y distribución de éste, en condiciones técnicas y económicamente viables;

III. Bombeo Neumático: Sistema artificial de producción que se emplea para facilitar el flujo de fluidos de un pozo mediante la inyección de gas a través del espacio anular entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento;

IV. Comisión: La Comisión Nacional de Hidrocarburos;

V. Conservación: Se refiere a la no extracción del Gas Natural o a la recuperación de éste, extraído para su reinyección al yacimiento de origen o a otros yacimientos o almacenes, siendo susceptible de ser sustraído posteriormente para su uso y Aprovechamiento;

VI. Destrucción: La Quema o Incineración no controlada de Gas Natural que se realiza fuera del Programa de Aprovechamiento aprobado por la Comisión;

VII. Destrucción Controlada: La Quema o Incineración de Gas Natural que no puede ser aprovechado, por razones técnicas y económicas y que se realiza conforme lo establecen las Disposiciones y demás normativa aplicable;

VIII. Disposiciones: Las presentes Disposiciones para el Aprovechamiento del Gas Natural;

IX. Fuga: El escape de compuestos orgánicos o inorgánicos volátiles, incluyendo el Gas Natural, de forma fortuita, de un sistema presuntamente cerrado;

X. Gas Natural: La mezcla de gases que se produce u obtiene de la Exploración, Extracción o del procesamiento industrial. Esta mezcla puede contener metano, etano, propano, butano y pentano, así como dióxido de carbono, nitrógeno y ácido sulfhídrico, entre otros. Puede ser Gas Natural Asociado o Gas Natural No Asociado;

XI. Gas Natural Asociado: Gas Natural disuelto o que se encuentra junto con el Petróleo de un yacimiento, tanto convencional, como no convencional, bajo las condiciones de presión y de temperatura originales. Este puede ser clasificado como gas de casquete -libre- o gas en solución –disuelto-;

XII. Gas Natural No Aprovechado: Gas Natural objeto de una Destrucción o de una Destrucción Controlada;

XIII. Gas Natural No Asociado: Gas Natural que no contiene Petróleo de un yacimiento, tanto convencional, como no convencional, bajo las condiciones de presión y de temperatura originales;

XIV. Incineración: Proceso de combustión de gas que destruye químicamente las moléculas de los gases amargos;

XV. Lineamientos de Planes: Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, así como sus modificaciones y en su caso, los que se emitan en la materia;

XVI. Manejo de Gas Natural: Son las actividades y procesos relacionados con uso del Gas Natural en la superficie, ya sea para el Bombeo Neumático, para su Conservación, Transferencia o bien para el autoconsumo de éste. Lo anterior, para que el mismo pueda ser aprovechado o, en su caso, destinado a su Destrucción Controlada durante las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

XVII. Mejores Prácticas: Consisten en la normativa, los métodos, estándares y procedimientos publicados y generalmente aceptados por la industria en materia de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, los cuales, en el ejercicio de un criterio razonable y a la luz de los hechos conocidos al momento de tomar una decisión, se consideraría que obtendrían los resultados planeados e incrementarían los beneficios económicos en la Exploración y la Extracción de los Hidrocarburos dentro del Área Contractual o de la Asignación;

XVIII. Meta: Aprovechamiento de Gas Natural, aprobado en términos de porcentaje por la Comisión a propuesta del Operador Petrolero que debe ser alcanzado por éste en las actividades de Evaluación, transición y Extracción de Hidrocarburos, en términos de las Disposiciones;

XIX. Operador Petrolero: Se refiere a los Asignatarios y Contratistas que realicen actividades de Evaluación, transición y Extracción de Hidrocarburos en México;

XX. Plan de Desarrollo: Documento aprobado por la Comisión, conforme al cual el Operador Petrolero detalla la descripción secuencial de las actividades relacionadas al proceso de Extracción de Hidrocarburos y programas asociados a estas, en razón de una Asignación o Contrato del que es titular. Lo anterior, de conformidad con la fracción XV del artículo 4º, 43 y 44 de la Ley de Hidrocarburos, así como en términos de los Lineamientos de Planes;

XXI. Portal de Aprovechamiento: Sistema electrónico para la carga de la información solicitada en los informes previstos en los artículos 22 y 23 de las Disposiciones, disponible en la página electrónica www.cnh.gob.mx;

XXII. Producción Temprana: Es la producción de Hidrocarburos que, de manera excepcional, y dentro del Programa de Transición, puede realizar el Operador Petrolero, hasta la aprobación del Plan de Desarrollo.

Tratándose de yacimientos no convencionales de lutitas es aquella que puede llevar a cabo el Operador Petrolero durante la ejecución del Programa Piloto hasta la aprobación del Plan de Desarrollo;

XXIII. Programa de Aprovechamiento: Documento que forma parte de los Planes de Desarrollo, Programas de Evaluación, Piloto o de Transición en el que el Operador Petrolero detalla la planeación y la forma en que se aprovechará el Gas Natural a ser producido en la Evaluación, transición y Extracción de Hidrocarburos;

XXIV. Programa de Evaluación: Documento aprobado por la Comisión, en el cual el Operador Petrolero describe de manera secuencial las actividades de caracterización y delimitación a realizar, o bien, las actividades de revaluación que permitan establecer que un campo o yacimiento previamente descubierto, sin producción a la fecha de su presentación, es comercial. Lo anterior, con independencia de la denominación que se le pueda atribuir en una Asignación o en un Contrato. En el caso de Planes relativos a yacimientos no convencionales, corresponde al Programa Piloto;

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

XXVI. Programa Piloto: Documento aprobado por la Comisión, en el cual el Operador Petrolero describe las actividades de Caracterización y Delimitación en un Yacimiento No Convencional;

XXVII. Pruebas de Producción: Es el registro de presión dinámica y tasas de producción en condiciones controladas para caracterizar el yacimiento;

XXVIII. Quema: La combustión incompleta, controlada o no controlada, de Gas Natural Asociado o No Asociado que pudiera también contener otros componentes;

XXIX. Transferencia: Es la entrega del Gas Natural producido en un Área de Asignación o Contractual, a otra Área de Asignación o Contractual o a un tercero o a través de una transacción comercial. Lo anterior, de conformidad con la normativa aplicable que para tal efecto se emita;

XXX. Valor Económico: Precio de mercado, o bien, de referencia, conforme al cual se realiza el Análisis Técnico-Económico de las alternativas para el Aprovechamiento, y

XXXI. Venteo: Acto que permite el escape del Gas Natural a la atmósfera.

Artículo 4. De la obligación del Operador Petrolero de aprovechar y conservar el Gas Natural. El Gas Natural es propiedad de la Nación y su producción está sujeta a los términos establecidos en la Ley de Hidrocarburos, en las Asignaciones y Contratos señalados en la referida Ley y regulado su Aprovechamiento, a través de las Disposiciones.

Los Operadores Petroleros deberán realizar la planificación y ejecución de las acciones e inversiones necesarias para contar con la capacidad técnica y operativa que les permita obtener el máximo Aprovechamiento y Conservación de los volúmenes de Gas Natural, derivados de las actividades de Evaluación, transición y Extracción de los Hidrocarburos.

Para el cumplimiento de lo anterior, el Operador Petrolero atenderá las siguientes bases:

I. Desde la elaboración y proyección del Plan de Desarrollo, así como en los Programas de Evaluación, Piloto y de Transición, el Operador Petrolero deberá realizar una planeación que permita proyectar la capacidad instalada que se requerirá a lo largo del ciclo de vida de los yacimientos, para el Manejo de Gas Natural.

Con base en dicha capacidad de Manejo del Gas Natural, el Operador Petrolero determinará la Meta y las acciones e inversiones a desarrollar, para mantener una política de mejora continua en la optimización del Aprovechamiento y disminución de los volúmenes de Gas Natural No Aprovechado.

El Operador Petrolero deberá considerar el máximo Aprovechamiento del Gas Natural;

II. Con base en la Meta establecida, el Operador Petrolero deberá presentar a la Comisión sus proyectos de Programas de Aprovechamiento a los que hace referencia en el artículo 10 de las Disposiciones. Dichos proyectos deberán estar alineados al Plan de Desarrollo, y a los Programas de Evaluación, Piloto y de Transición, en lo relativo a la evaluación de las alternativas para llevar a cabo el Aprovechamiento;

III. Realizar las inversiones que sean necesarias en el tiempo para incrementar o mantener el Aprovechamiento a lo largo del ciclo de vida del yacimiento, así como para evitar o reducir la Destrucción Controlada de este Hidrocarburo. Lo anterior, conforme al Programa de Aprovechamiento aprobado por la Comisión en el Plan de Desarrollo y Programas de Evaluación, Piloto y de Transición y definida con base en la propuesta realizada por el Operador Petrolero;

IV. Promover los esfuerzos para desarrollar proyectos que incrementen el Aprovechamiento, hasta alcanzar y mantener los niveles de las Mejores Prácticas durante las actividades de Evaluación, transición y Extracción de Hidrocarburos. Lo anterior, de conformidad con las Disposiciones, y

V. Privilegiar la Incineración sobre la Quema y sólo por cuestiones de seguridad, se permitirá el Venteo. Lo anterior, conforme a las disposiciones que al efecto establezca la Agencia.

Artículo 5. De las formas de Aprovechamiento. El Operador Petrolero podrá aprovechar el Gas Natural para:

I. Autoconsumo para la operación dentro de la misma Área de Asignación o Contractual:

a) Como combustible en turbinas, compresores, motores, entre otros;

b) Dispositivos neumáticos, y

c) Cualquier uso que implique un beneficio para el Operador Petrolero, tal como la generación o cogeneración de energía eléctrica.

II. Bombeo Neumático u otros sistemas artificiales de producción, que requieran la inyección de gas;

III. Conservación, y

IV. Transferencia.

Artículo 6. De la Destrucción Controlada. El Operador Petrolero podrá realizar la Destrucción Controlada, como consecuencia de las actividades de Evaluación, transición y Extracción de Hidrocarburos, en los siguientes casos:

I. Cuando de acuerdo con el Análisis Técnico-Económico al que se refiere el artículo 11 de las Disposiciones y después de evaluar las alternativas a las que se refiere el artículo anterior para evitar extraer el Gas Natural, o bien aprovecharlo, la Comisión concluya que la única alternativa es la Destrucción Controlada del mismo;

II. Cuando existan circunstancias de caso fortuito o fuerza mayor o que impliquen un riesgo para la operación segura de las instalaciones y el personal. Lo anterior, de acuerdo con las disposiciones que para tal efecto emita la Agencia, y

III. Durante las Pruebas de Producción que el Operador Petrolero realice. Lo anterior, siempre que las mismas estén comprendidas dentro de los Planes de Desarrollo, Programas de Evaluación, Programas Piloto y de Transición aprobados por la Comisión, justificando que el Análisis Técnico-Económico resulte no favorable.

El Operador Petrolero considerará los volúmenes del Gas Natural que serán objeto de Destrucción Controlada bajo el presente supuesto, dentro de la definición de sus Metas. Lo anterior, de conformidad con la exactitud que le permita la etapa de Evaluación, transición o de desarrollo del campo en la que se encuentre y el conocimiento del o los yacimientos correspondientes.

Artículo 7. De los recursos o previsiones financieras contingentes derivadas de la Destrucción, Fuga o Venteo. La Destrucción, Fuga o Venteo tendrán por efecto la pérdida o menoscabo del patrimonio de la Nación, al ser un recurso no renovable que tiene un Valor Económico.

El Operador Petrolero será responsable de los daños o perjuicios causados a la Nación, por causas imputables al mismo, sin menoscabo de lo dispuesto en la garantía consignada en el Contrato que corresponda.

Lo anterior, además de las sanciones que prevea para tal efecto cualquier otro ordenamiento jurídico en la materia.

Artículo 8. De la regulación en materia de Seguridad Industrial y medio ambiente. Durante el desarrollo de las actividades petroleras, el Operador Petrolero deberá dar cumplimiento a los estándares, condiciones, normas de seguridad industrial, operativa y de protección al medio ambiente de conformidad con lo dispuesto en la regulación que la Agencia emita para tal efecto.

Artículo 9. De los medios de comunicación entre el Operador Petrolero y la Comisión. El Operador Petrolero deberá hacer entrega de la información o documentación referida en las Disposiciones, mediante escrito o a través de medios electrónicos. Lo anterior, en términos de los formatos, unidades de medida y medios que para tal efecto establezca la Comisión.

La Comisión podrá definir acciones de mejora en el proceso de implantación de las Disposiciones, tales como mecanismos automatizados de documentación y seguimientos de Programas de Aprovechamiento, 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 las Disposiciones.

Título II

Del Aprovechamiento

Capítulo I

De los principios y elementos técnicos que definen el Programa de Aprovechamiento

Artículo 10. Del Programa de Aprovechamiento. El Operador Petrolero someterá a consideración de la Comisión un Programa de Aprovechamiento correspondiente a los Planes de Desarrollo o Programas de Transición, según corresponda, para cada Asignación y Contrato del cual sea titular.

En su caso, el Operador Petrolero deberá presentar un Programa de Aprovechamiento correspondiente al Programa de Evaluación o Programa Piloto, únicamente cuando se lleven a cabo Pruebas de Producción que superen los sesenta días naturales continuos o bien, Producción Temprana en yacimientos no convencionales.

Dicho Programa de Aprovechamiento señalará la Meta definida conforme a lo establecido en los artículos 14 y 15 de las Disposiciones.

Para la aprobación del Programa de Aprovechamiento, el Operador Petrolero deberá observar los plazos y procedimientos para su presentación ante la Comisión, de conformidad con la normativa en materia de planes de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.

Artículo 11. Del Análisis Técnico-Económico para elaborar el Programa de Aprovechamiento y sus modificaciones. Con base en la Meta inicialmente proyectada, el Operador Petrolero elaborará un Análisis Técnico-Económico de cada una de las alternativas para el Aprovechamiento, de conformidad con las premisas establecidas en los artículos 4 y 5 de las Disposiciones.

De los resultados de dicho análisis, el Operador Petrolero estructurará su Programa de Aprovechamiento.

Asimismo, las modificaciones que el Operador Petrolero proponga a sus Programas de Aprovechamiento serán acompañadas de la actualización al referido Análisis Técnico-Económico, a efecto de justificar las acciones, alternativas y, en su caso, las nuevas Metas a adoptar.

Artículo 12. De las alternativas para el Aprovechamiento. Para evaluar las alternativas de Aprovechamiento en el Análisis Técnico-Económico, el Operador Petrolero deberá tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

I. Composición del Gas Natural;

II. Volumen de Gas Natural Asociado a producir al extraer el Petróleo, en su caso;

III. Volumen de Gas Natural No Asociado a producir al extraer condensados, en su caso;

IV. Cercanía entre el punto de extracción y las instalaciones de procesamiento del Gas Natural;

V. Ubicación de la infraestructura que permita el transporte y almacenamiento del Gas Natural;

VI. Valor Económico, al momento de evaluar las alternativas de Aprovechamiento. Lo anterior, conforme a las premisas económicas señaladas en los Planes de Desarrollo, Programas de Evaluación, Piloto y de Transición, y

VII. Monto de las inversiones para procesar, transportar o almacenar o desarrollar y mantener la continuidad operativa de la infraestructura necesaria, para llevar a cabo el Aprovechamiento durante las actividades de Exploración o Extracción.

Artículo 13. De la máxima relación gas-aceite a la que podrán producir los pozos. Dentro del Programa de Aprovechamiento, el Operador Petrolero deberá calcular y documentar la máxima relación gas-aceite a la que podrán producir los pozos.

Por su parte, la Comisión revisará y, en su caso, aprobará dicha relación dentro del proceso de dictamen y aprobación de los Planes de Desarrollo o Programas de Transición.

Conforme a dicho límite, el Operador Petrolero deberá dar seguimiento y cumplimiento de esta relación, realizando las acciones necesarias a fin de que no se sobrepase la máxima relación gas-aceite. Dichas acciones deberán ser detalladas conforme a lo establecido en el artículo 23 de las Disposiciones, según corresponda.

La máxima relación gas-aceite tendrá que definirse asegurando la maximización del factor de recuperación de Hidrocarburos.

El Operador Petrolero deberá presentar los reportes de seguimiento de dichos Programas de Aprovechamiento cuando observe modificaciones que superen la máxima relación gas-aceite mediante el Formato IS y su instructivo. Los informes semestrales se deben presentar dentro del plazo a que se refiere el segundo párrafo del artículo 23 de las Disposiciones.

Artículo 14. Del establecimiento de la Meta. La Meta con base en la cual el Operador Petrolero estructurará sus propuestas de Programa de Aprovechamiento, para cada Área de Asignación o Contractual con actividades de Evaluación, transición y Extracción, se definirá de conformidad con los criterios y bases siguientes:

I. Para el caso de las actividades de Evaluación, la Meta se definirá conforme a las siguientes bases:

a) El Operador Petrolero propondrá a la Comisión en su Programa de Aprovechamiento, la realización de acciones y proyectos que permitan el Aprovechamiento;

b) Las acciones y proyectos de Aprovechamiento que proponga el Operador Petrolero para el establecimiento de su Meta durante la etapa de Evaluación, tomarán en cuenta para su determinación la tecnología, técnicas e infraestructura existentes, así como el conocimiento de los yacimientos a explorar y las actividades exploratorias que se encuentre realizando;

c) Con base en dichas acciones y proyectos, el Operador Petrolero señalará los volúmenes de Gas Natural que podrán aprovecharse, mismos que servirán como base para definir la propuesta de Meta, durante la ejecución de los Programas Piloto y de Evaluación, la cual será igual o mayor a 0%;

d) La Comisión, revisará el Programa de Aprovechamiento, con el objeto de aprobar, en su caso, la Meta durante la Evaluación, particularmente en los Programas Piloto y de Evaluación, y

e) Respecto del Programa de Evaluación y Programa Piloto la Meta deberá alcanzarse en el periodo que proponga el Operador Petrolero y que no exceda la vigencia del programa.

II. Para el caso de las actividades de transición y Extracción, la Meta se definirá conforme a las siguientes bases:

a) El Operador Petrolero alcanzará y mantendrá de manera sostenida un nivel de Aprovechamiento del 98% anual.

Dicha Meta se deberá alcanzar en un periodo máximo de tres años posteriores al inicio de las actividades contenidas en el Plan de Desarrollo. Lo anterior, con base en las Mejores Prácticas que el Operador Petrolero identifique y conforme a la evaluación que para tal efecto realice la Comisión, dentro del procedimiento establecido en los Lineamientos de Planes.

Para los Programas de Transición, la Meta propuesta por el Operador Petrolero y aprobada por la Comisión, se deberá alcanzar durante el primer año de vigencia de éste;

b) El Operador Petrolero detallará dentro del Programa de Aprovechamiento, las acciones e inversiones para alcanzar y mantener la Meta de manera anual y la forma en la que la sostendrá durante la vigencia de la Asignación o Contrato, o en su caso, de los Planes de Desarrollo o Programas de Transición aprobados por la Comisión;

c) Para la determinación de las acciones para alcanzar la Meta que el Operador Petrolero cumplirá en cada Área de Asignación o Contractual, se tomará en cuenta la etapa de desarrollo de las actividades de transición o Extracción en la que se encuentre, así como los conceptos referidos en el artículo 5 de las Disposiciones;

d) Para el cálculo de la propuesta de Meta, el Operador Petrolero utilizará el pronóstico de producción de Gas Natural, la estimación del Gas Natural adicional no producido en el Área de Asignación o Contractual que se requiera para la operación de los sistemas y, en su caso, el gas de inyección al yacimiento, así como la proyección de la distribución del referido Gas Natural, de acuerdo con los conceptos del artículo 5 de las Disposiciones, y

e) La Comisión por su parte, revisará la propuesta de la Meta, en conjunto con el Programa de Aprovechamiento respectivo, con el objeto de realizar observaciones al Operador Petrolero a efecto de que éste calcule y, en su caso, modifique y establezca en definitiva la referida Meta, durante la etapa de Extracción, específicamente en los Planes de Desarrollo y Programas de Transición.

III. El cálculo y reporte que el Operador Petrolero deberá realizar de la Meta y su seguimiento se estimará con base en la siguiente fórmula:

MAG = Meta de Aprovechamiento

A = Autoconsumo (volumen/periodo)

B = Uso en Bombeo Neumático (volumen/periodo)

C = Conservación (volumen/periodo)

T = Transferencia (volumen/periodo)

GP= Gas Natural producido (volumen/periodo)

GA = Gas Natural adicional no producido en el Área de Asignación o Contractual (volumen/periodo)

IV. Para el cálculo y estimación de toda nueva Meta, el Operador Petrolero observará la premisa de mejora continua y de alineación a los Planes de Desarrollo, Programa de Evaluación, Piloto o de Transición, durante la duración de éstos.

Artículo 15. Del ajuste de la Meta. La Comisión evaluará el ajuste de la Meta dentro del proceso de aprobación o modificación del Planes de Desarrollo y Programas de Transición o de Evaluación.

Artículo 16. De las condiciones para reportar en la medición de los volúmenes de Aprovechamiento. Para la medición y reporte de los volúmenes del Aprovechamiento, el Operador Petrolero deberá observar las condiciones de 1 atm de presión y 15.56 °C de temperatura, considerando únicamente la composición original del gas, excluyendo los gases de procesos de recuperación adicional.

Capítulo II

Del Programa de Aprovechamiento en los programas y Plan de Desarrollo

Artículo 17. Del Aprovechamiento en los Programas de Evaluación, Piloto y de Transición. El Programa de Aprovechamiento que presente el Operador Petrolero para su aprobación, deberá estructurarse conforme a las bases establecidas en el Capítulo anterior y proyectarse para todo el ciclo productivo de los yacimientos de Hidrocarburos, dentro del Área de Asignación o Contractual.

Artículo 18. De la evaluación del Programa de Aprovechamiento en el Plan de Desarrollo y en los Programas de Evaluación, Piloto y de Transición. La Comisión evaluará dentro del dictamen a que se refiere el artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos el Programa de Aprovechamiento, y en su caso con la aprobación de los programas, según corresponda.

En virtud de lo anterior, la Comisión podrá emitir observaciones al Programa de Aprovechamiento a través del procedimiento establecido para la aprobación de los Planes de Desarrollo, Programas de Evaluación, Piloto o de Transición.

Artículo 19. Del contenido del Programa de Aprovechamiento en el Programa de Evaluación o Programa Piloto. El Programa de Aprovechamiento en el Programa de Evaluación o Programa Piloto se presentará mediante el Formato PA y su instructivo, con al menos, la siguiente información:

I. El Análisis Técnico-Económico referido en el artículo 11 de las Disposiciones, mediante la Tabla I.1. Viabilidad Económica, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx para la alternativa o alternativas para el Aprovechamiento del Gas Natural seleccionadas. La evaluación económica presentada deberá sustentar la razonabilidad de los costos contenidos en los Programas de Evaluación o Piloto, indicando las premisas utilizadas para la estimación del costo de la infraestructura propuesta, así como para los precios, los montos correspondientes a cada actividad con la unidad de medida correspondiente, e incluir la documentación e información que justifique las premisas utilizadas;

II. El volumen estimado de Gas Natural que se aprovechará y servirá para definir la Meta, dentro del Programa de Evaluación o Programa Piloto, de conformidad con lo solicitado en la Tabla I.2. Pronóstico de Gas por Aprovechar, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y

III. La información solicitada de conformidad con la Tabla I.3. Destrucción Controlada, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

Artículo 20. De los avisos de Pruebas de Producción en Programa de Transición y Plan de Desarrollo. El Operador Petrolero dará aviso a la Comisión mediante el Formato APP, su instructivo y la Tabla APP, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, cuando haya efectuado Pruebas de Producción y realizado Destrucción Controlada. Dicho aviso deberá enviarse dentro de los cinco días hábiles siguientes al fin de la prueba, indicando al menos lo siguiente:

I. Identificación del pozo y Área de Asignación o Contractual;

II. Intervalos probados;

III. Fecha de inicio y fin de la prueba;

IV. Duración de la Destrucción Controlada, y

V. Estimación del volumen de Gas Natural producido y el volumen de Gas Natural No Aprovechado.

El Operador Petrolero que estime realizar Pruebas de Producción por al menos tres meses continuos, deberá presentar un programa de inspección de los equipos que serán utilizados en el manejo del Gas Natural, conforme al Formato APP y su instructivo, así como la Tabla Programa Inspecciones, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

Asimismo, si las Pruebas de Producción se extendieran por periodos mayores a un año, adicionalmente se deberá incluir un programa para el mantenimiento de las instalaciones, el cual llevará a cabo en función de los resultados que sean obtenidos del programa de inspecciones, conforme al Formato APP y su instructivo, así como la Tabla Programa Mantenimiento, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

Artículo 21. Del contenido del Programa de Aprovechamiento en el Programa de Transición y Plan de Desarrollo. El Programa de Aprovechamiento en el Programa de Transición y Plan de Desarrollo se podrá presentar a través del Formato PA y su instructivo o mediante el Portal de Aprovechamiento, y contendrá, al menos, la siguiente información:

I. Características y componentes del gas, mediante la Tabla II.1. Características y Componentes, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx;

II. Para el caso del Programa de Transición, el pronóstico mensual de gas aprovechado asociado a las actividades de Extracción de Hidrocarburos, de conformidad con lo solicitado en la Tabla II.2.T. Pronóstico Mensual, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

En el caso del Plan de Desarrollo, este pronóstico se entregará de forma mensual para los tres primeros años, de conformidad con lo solicitado en la Tabla II.2. Pronóstico Mensual, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

En estos pronósticos de Gas Natural aprovechado no se deberán consideran los volúmenes asociados a sistemas artificiales de producción y métodos de recuperación secundaria y mejorada;

III. En el caso del Plan de Desarrollo, pronóstico anual de Gas Natural aprovechado asociado a las actividades de Extracción de Hidrocarburos, para el resto de la vigencia del Contrato o Asignación, de conformidad con lo solicitado en la Tabla II.3. Pronóstico Anual, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx, y

IV. Máxima relación gas-aceite, de conformidad con lo señalado en el artículo 13 de las Disposiciones.

La forma de Aprovechamiento seleccionada por el Operador Petrolero deberá considerarse en el Análisis Técnico-Económico de las alternativas del Plan de Desarrollo presentadas.

Título III

Del Seguimiento, Supervisión del cumplimiento y las Sanciones

Capítulo I

Seguimiento de los Programas de Aprovechamiento

Artículo 22. Del informe final. El seguimiento al Programa de Aprovechamiento asociado a un Programa de Evaluación o Piloto se realizará mediante la presentación de un informe final por parte del Operador Petrolero, de conformidad con el Formato IF y su instructivo, se presentará a través del Portal de Aprovechamiento y deberá contener al menos los siguientes aspectos:

I. En su caso, los eventos de caso fortuito o fuerza mayor que tengan o hayan tenido por objeto o por efecto, desvíos o retrasos en las acciones, inversiones o proyectos a desarrollar para el Aprovechamiento, y

II. El volumen de Gas Natural No Aprovechado. Lo anterior, en caso de que el Programa de Aprovechamiento haya sido aprobado en apego a alguno de los supuestos del artículo 6 de las Disposiciones o bien derivado de los eventos descritos en la fracción anterior.

El Operador Petrolero deberá entregar este informe dentro de los siguientes diez días hábiles posteriores al término del Programa de Evaluación o Piloto.

En caso de que no se entregue la información completa, o bien existan incongruencias en la misma, la Comisión prevendrá al Operador Petrolero para que en un plazo no mayor a cinco días hábiles subsane dichas deficiencias.

Para realizar la referida prevención, la Comisión contará con cinco días hábiles posteriores a la recepción de la información.

La Comisión podrá citar a comparecer al Operador Petrolero, a efecto de que rinda una mayor explicación sobre el seguimiento a los resultados y cumplimiento de las Disposiciones.

Artículo 23. Del informe semestral. El seguimiento al Programa de Aprovechamiento asociado a un Programa de Transición o Plan de Desarrollo se realizará mediante la presentación de un informe semestral por parte del Operador Petrolero, de conformidad con el Formato IS y su instructivo, se presentará a través del Portal de Aprovechamiento y deberá contener al menos los siguientes aspectos:

I. Los volúmenes aprovechados de Gas Natural;

II. Seguimiento de las acciones e inversiones para el Aprovechamiento;

III. Porcentaje de Aprovechamiento calendarizado de forma mensual, obtenido de acuerdo con la fórmula referida en el artículo 14 de las Disposiciones;

IV. Cumplimiento al programa de mantenimiento de equipos para el Aprovechamiento;

V. Desviaciones en el cumplimiento de las Metas y en la implantación de las acciones e inversiones programadas, así como los eventos de caso fortuito o fuerza mayor que tengan o hayan tenido tales efectos durante el semestre a reportar;

VI. Justificación de las variaciones respecto al Programa de Aprovechamiento;

VII. En caso de existir desviaciones al Programa de Aprovechamiento, las acciones tomadas para corregir las causas que generaron las mismas;

VIII. Resumen de eventos no programados que generaron la Destrucción y Destrucción Controlada de Gas Natural, y

IX. Reporte, en su caso, del seguimiento de los pozos que hayan sobrepasado la máxima relación gas-aceite señalada.

El Operador Petrolero deberá entregar este informe dentro de los siguientes treinta días hábiles posteriores al cumplimiento del semestre a reportar. Para tales efectos, se contabilizarán los semestres de la siguiente forma: i) primer semestre, comenzando el primer día del mes de enero, al último día del mes de junio; ii) segundo semestre, comenzando el primer día del mes de julio, al último día del mes de diciembre.

En ningún caso esta actualización podrá emplearse para modificar la Meta.

Por su parte, la Comisión revisará los informes semestrales y podrá emitir observaciones conforme a lo establecido en las Disposiciones.

Artículo 24. De la revisión de la Comisión al informe semestral. Una vez entregado el informe semestral a que se refiere el artículo 23 de las Disposiciones, la Comisión podrá emitir observaciones en un plazo de quince días hábiles posteriores a su recepción, y, en su caso, solicitar al Operador Petrolero información adicional a la remitida, incluyendo documentos adicionales, que le permitan dar seguimiento a los resultados y medir el cumplimiento de las Disposiciones.

El Operador Petrolero por su parte contará con quince días hábiles contados a partir de la fecha de recepción de las observaciones de la Comisión, para atender las mismas y, en su caso, hacer las aclaraciones y proponer las adecuaciones de su Programa de Aprovechamiento y las acciones a emprender.

La Comisión podrá citar a comparecer al Operador Petrolero, a efecto de que rinda una mayor explicación sobre el seguimiento a los resultados y cumplimiento de las Disposiciones.

Artículo 25. Del procedimiento de modificación de los Programas de Aprovechamiento sin que impliquen cambios a la Meta. Cuando por cuestiones operativas existan desviaciones a la ejecución de los Programas de Aprovechamiento, sin que dichas modificaciones pongan en riesgo el cumplimiento de la Meta establecida para los siguientes tres años calendario, el Operador Petrolero podrá iniciar el procedimiento para realizar la adecuación de éstos.

Para ello, el Operador Petrolero deberá presentar la documentación conforme al formato MPA y su instructivo, acompañado de lo siguiente:

I. Comparativo del Programa de Aprovechamiento aprobado y de la propuesta de modificaciones;

II. En su caso, Análisis Técnico-Económico realizado por el que se estiman de manera cuantitativa o, en su caso cualitativa, los efectos derivados de la modificación del Programa de Aprovechamiento en términos técnicos, económicos, operativos y cualquier otro que se identifique;

III. Sustento documental de las modificaciones, y

IV. En el caso de Planes de Desarrollo, el programa de estrangulamiento y cierre de pozos que superen la máxima relación gas-aceite, en su caso.

En caso de que no se entregue la información completa, o bien existan incongruencias en la misma, la Comisión prevendrá al Operador Petrolero para que en un plazo no mayor a diez días hábiles subsane dichas deficiencias.

Para realizar la referida prevención, la Comisión contará con diez días hábiles posteriores a la recepción de la solicitud de modificación de los Programas de Aprovechamiento realizada por el Operador Petrolero.

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

Desahogada la prevención correspondiente, la Comisión iniciará su revisión técnica, para lo cual, contará con veinte días hábiles posteriores a la recepción íntegra de la información.

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

Concluido dicho plazo, la Comisión emitirá la aprobación por la que establecen los cambios o modificaciones que se realizarán al Programa de Aprovechamiento correspondiente. Si la Comisión no resuelve la solicitud dentro del plazo establecido, la misma se entenderá en sentido favorable.

A partir de la notificación de la referida resolución, el Operador Petrolero deberá reportar los avances del cumplimiento de dichos Programas de Aprovechamiento modificados, a partir del siguiente informe semestral.

Artículo 26. Del Informe por desvíos a la Meta. El Operador Petrolero deberá presentar un informe a la Comisión sobre cualquier hecho que ocasione un desvío a la Meta o al Programa de Aprovechamiento aprobados, señalando el volumen de Gas Natural No Aprovechado, los sistemas de producción, pozos o equipos involucrados o afectados, la descripción del informe, el periodo del evento, las acciones implementadas para corregir el desvío en su caso, y las desviaciones en la Meta o al Programa de Aprovechamiento, conforme al Formato IDM y su instructivo, dentro de los siguientes veinte días hábiles posteriores a que haya ocurrido el evento.

Artículo 27. De la información que la Comisión comunicará a la Agencia. La Comisión podrá mantener comunicación con la Agencia respecto de los siguientes conceptos materia de las Disposiciones, en los términos de las atribuciones de dicho órgano:

I. La presentación del Programa de Aprovechamiento;

II. El Programa de Aprovechamiento aprobado;

III. Las solicitudes de modificación al Programa de Aprovechamiento y su respectiva aprobación;

IV. Las cifras del balance de Gas Natural reportadas por el Operador Petrolero mensualmente y los indicadores de desempeño;

V. Los avisos de implantación de acciones para el Aprovechamiento, y

VI. Cualquier otro asunto que sea solicitado por la Agencia, o que la Comisión considere pertinente, en ejercicio de sus respectivas atribuciones.

Adicionalmente la Agencia y la Comisión en el ámbito de sus respectivas atribuciones, podrán coordinarse para analizar y evaluar los Programas de Aprovechamiento y cualquiera de sus modificaciones.

Capítulo II

De la Supervisión

Artículo 28. De la supervisión del cumplimiento de las Disposiciones. Para la supervisión del cumplimiento de las Disposiciones, la Comisión instaurará, substanciará y resolverá los procedimientos administrativos que correspondan.

Lo anterior, en los términos señalados en el presente Capítulo, y conforme lo establecido en el artículo 43 de la Ley de Hidrocarburos, la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y las demás disposiciones aplicables.

Artículo 29. De las acciones de supervisión del cumplimiento. La Comisión en ejercicio de sus atribuciones en materia de supervisión y conforme a la Ley Federal de Procedimiento Administrativo y las demás disposiciones aplicables, podrá realizar las acciones necesarias para verificar el cumplimiento de las Disposiciones. Dichas acciones podrán ser, entre otras, las siguientes:

I. Solicitar información relativa a las actividades de Aprovechamiento, Destrucción Controlada y Destrucción en las actividades de Evaluación, transición y Extracción de Hidrocarburos;

II. Acreditar a terceros para que lleven a cabo las actividades de supervisión, inspección y verificación, así como de auditorías referidas en las Disposiciones; lo anterior, con excepción de lo establecido en la fracción V y conforme a las disposiciones que en su momento emita la Comisión;

III. Solicitar acceso a las bases de datos, documentación y sistemas que resguarden la información relativa al Aprovechamiento, Destrucción Controlada, Destrucción o Venteo;

IV. Realizar visitas de verificación programadas o no programadas para efectuar la supervisión presencial a las instalaciones dedicadas al Manejo de Gas Natural;

V. Solicitar la comparecencia del Operador Petrolero o su representante legal, con el que se puedan substanciar las resoluciones de aclaraciones relativas al cumplimiento de las Metas, e

VI. Iniciar un procedimiento administrativo de evaluación del cumplimiento de las Metas y Programas de Aprovechamiento.

Conforme a lo establecido en los Lineamientos de Planes, la Comisión podrá emitir observaciones al Operador Petrolero cuando exista una variación del treinta por ciento o más en alguno de los indicadores de desempeño, o cuando los indicadores calculados no sean sea consistentes entre sí.

Artículo 30. De la información que deberá estar disponible. El Operador Petrolero deberá mantener en todo momento a disposición de la Comisión, cualquier información y documentación relacionada con el Aprovechamiento que esta solicite, incluyendo lo relacionado con los equipos e instrumentos utilizados para ello. Lo anterior, durante los cinco años posteriores a la vigencia de la Asignación o el Contrato correspondiente.

Artículo 31. De las medidas que se podrán tomar como resultado del seguimiento y supervisión. Como resultado de las acciones de seguimiento o supervisión, la Comisión podrá:

I. Iniciar un procedimiento de revisión con el objetivo de evaluar el cumplimiento de las Metas y Programa de Aprovechamiento aprobados. Con base en dichas indagatorias y evaluaciones técnicas, la Comisión podrá:

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

b) Solicitar la elaboración de un plan correctivo. Lo anterior, dependiendo las circunstancias técnicas y operativas por las que sucedieron los referidos retrasos o desviaciones al Programa de Aprovechamiento;

c) Convocar a comparecencias para revisar y analizar, en conjunto con el Operador Petrolero, las medidas correctivas necesarias para cumplir con las Metas y Programas de Aprovechamiento aprobados;

d) Dictaminar las acciones propuestas por parte del Operador Petrolero, para el Aprovechamiento o en su caso la Destrucción Controlada, y

e) Aprobar las medidas necesarias para incrementar el Aprovechamiento del Gas Natural. Lo anterior, conforme a los Planes de Desarrollo, Programas de Evaluación, Piloto o de Transición aprobados por la Comisión y en términos de los Programas de Aprovechamiento, o

II. Iniciar un Procedimiento Administrativo Sancionador para determinar si existió incumplimiento a estas Disposiciones y en su caso, imponer las sanciones pertinentes, en términos del Capítulo I del Título Cuarto de la Ley de Hidrocarburos.

Capítulo III

De las sanciones y principios que rigen la actuación de la Comisión

Artículo 32. De las sanciones que podrá imponer la Comisión. Las infracciones a estas Disposiciones serán sancionadas de acuerdo con los principios y bases establecidos en la Ley de Hidrocarburos y de la Asignación o el Contrato para la Exploración y Extracción correspondientes.

La Comisión sustanciará los procedimientos administrativos correspondientes conforme al artículo 85 fracción II y III y 87 de la Ley de Hidrocarburos y en términos del artículo 99 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, para supervisar y, en su caso, imponer las sanciones correspondientes. Lo anterior, tomando en cuenta la gravedad de la infracción y conforme a los procedimientos establecidos en la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

La aplicación de las sanciones estará a lo dispuesto en la Ley Federal de Procedimiento Administrativo.

Artículo 33. De los principios que rigen las actuaciones de la Comisión. Todos los actos previos y aquellos que deriven del cumplimiento de las Disposiciones que se lleven a cabo al amparo de estas, se sujetarán a las normas aplicables en materia de combate a la corrupción.

La actuación de los servidores públicos en el ejercicio de sus atribuciones y facultades que se lleven a cabo al amparo de las Disposiciones se sujetará a los principios constitucionales de legalidad, honradez, lealtad, imparcialidad y eficiencia.

TRANSITORIOS

PRIMERO: Las Disposiciones entrarán en vigor al día hábil siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.

SEGUNDO: Se abrogan las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos y sus Anexos, publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 7 de enero de 2016, así como sus modificaciones publicadas en el mismo medio de difusión oficial el 10 de marzo de 2020 y el 23 de junio de 2022, respectivamente.

Asimismo, se derogan los trámites correspondientes a las solicitudes y avisos con las siguientes modalidades y homoclaves: i] CNH-02-030, Ajuste al periodo para alcanzar la Meta; ii] CNH-02-031-B, Modificación del programa de aprovechamiento sin que impliquen cambios a la Meta; iii] CNH-02-028, Aviso por pruebas de producción; iv] CNH-02-029-A, Seguimiento al Programa de Aprovechamiento del Plan de Exploración, Programa de Evaluación o Piloto; v] CNH-2022-017-003-A, Solicitud de reclasificación de Yacimiento; vi] CNH-2022-017-003-B, y vii] CNH-02-029-B, Seguimiento al Programa de Aprovechamiento en el Programa de Transición y Plan de Desarrollo.

TERCERO: Se derogan todas aquellas disposiciones que se opongan a lo dispuesto en las presentes Disposiciones.

CUARTO: Los trámites que se hubieren iniciado antes de la publicación de las presentes Disposiciones se regirán por las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento del Gas Natural Asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos, publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 7 de enero de 2016 y sus modificaciones.

QUINTO: Los procedimientos iniciados por la Comisión para sancionar incumplimientos a las Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento del Gas Natural Asociado continuarán su curso hasta la resolución correspondiente.

SEXTO: Únicamente se deberá presentar el Programa de Aprovechamiento como parte del Plan de Desarrollo, Programa de Evaluación, Programa de Transición o Programa Piloto, asociado a yacimientos de gas y condensados, para aquellos planes y programas que se presenten por primera ocasión de manera posterior a la entrada en vigor del presente Acuerdo.

Los Programas de Aprovechamiento asociados a los planes o programas aprobados previo a la entrada en vigor de las Disposiciones continuarán en los términos que fueron presentados a la Comisión.

Formato PA

‎

‎

‎

Tablas Formato PA-Exploración

Tabla I.1. Viabilidad Económica

‎

Tabla I.2 Pronóstico de Gas por Aprovechar

Tabla I.3 Destrucción Controlada

‎

Tablas Formato PA-Extracción

Tabla II.1. Características y Componentes

‎

Tabla II.2. Pronóstico Mensual

Tabla II.3. Pronóstico Anual

‎

Tablas Formato PA-Transición

Tabla II.1. Características y Componentes

Tabla II.2.T. Pronóstico Mensual

‎

Formato IF

‎

‎

Formato MPA

‎

‎

Formato IDM

‎

‎

Formato APP

‎

‎

Tabla APP

Tabla Programa Inspecciones

Tabla Programa Mantenimiento

‎

Formato IS

‎

‎ ARTÍCULO CUARTO: Se MODIFICAN los artículos: 2; 3, fracciones XVII, XXVIII, XXXI, XXXVI y XLI; 4; 6, párrafos primero y sexto; 7, inciso b. de la fracción II; 8, párrafos primero, segundo y fracción VII; 9; 10, segundo párrafo, tercer párrafo de la fracción I, incisos a., b., c. y segundo párrafo de la fracción II, segundo y quinto párrafos e incisos a. y c. de la fracción IV, párrafo primero e incisos b. y d. de la fracción V; 14; 17, párrafo primero; 24, primer párrafo y fracción I; 25, fracción IV; 35, primer párrafo; 36; 42, fracciones III, VII, XII y XIV; 42 Bis, primer párrafo, fracciones II y III; 42 Ter, párrafo primero; 42 Quáter; 43, fracciones II y III; 44, primer párrafo de la fracción VIII; 47; 49, párrafo primero; 52, fracciones II, III y IV; 53, párrafos primero y tercero, asi como las fracciones I, II y V; y Anexo 1; se ADICIONAN los artículos: 3, fracciones XIX Ter, XXXVIII Bis. y XXXVIII Ter; 7, fracción IV; 10, letra j. de la fracción IV; 19, párrafo segundo de la fracción I; 42, segundo párrafo de la fracción III y segundo párrafo de la fracción VII; 42 Bis, último párrafo; 42 Quáter, párrafo segundo; 42 Sextus; así como las plantillas DGMCP_VHP, DGMCP_VHPM, DGMCP_BALANCE, DGMCP_PD, DGMCP_RC, y DGMCP_URT; se DEROGAN los artículos: 10, segundo párrafo de la fracción I y fracción III; 24, fracción II; 43, fracción IV; 52, fracción V; así como los formatos CNH_DGM_VHP, CNH_DGM_VHPM, CNH_DGM_Balances y CNH_DGM_Censos, de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, para quedar como sigue:

Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos

Artículo 2. Del ámbito de aplicación de los presentes Lineamientos. Los presentes Lineamientos son de carácter obligatorio para todos los Operadores Petroleros en relación con los Mecanismos de Medición utilizados en sus actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos en México, al amparo de un Contrato o de una Asignación, desde el pozo y, en su caso, el yacimiento, hasta su integración al sistema de Transporte y Almacenamiento de Hidrocarburos, así como en el Punto de Medición o Punto de Medición Provisional.

Artículo 3. ...

I. a XVI. ...

XVII. Dictamen Técnico: Documento que contiene los resultados de la evaluación de la Comisión tanto para el Programa de Evaluación, Programa de Transición o Programa Piloto, así como para el plan de Exploración o al plan de Desarrollo para la Extracción, y sus modificaciones, en términos del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, mismo que para el caso del plan de Desarrollo para la Extracción, incluirá la evaluación de los Mecanismos de Medición objeto de los presentes Lineamientos.

XVIII. a XIX Bis. ...

XIX Ter. Etapas de Medición: Periodos establecidos por los Operadores Petroleros para la continuidad y finalidad de un Punto de Medición Provisional, previo a la implementación de los Mecanismos de Medición.

XX. a XXVII . ...

XXVIII. Medición Fiscal de Hidrocarburos: Resultado de la cuantificación de volumen y Calidad de Hidrocarburos obtenida en el Punto de Medición o Punto de Medición Provisional, de conformidad con los presentes Lineamientos, a través de la cual se llevará a cabo la determinación de los precios de venta de cada tipo de Hidrocarburo, que refleje las condiciones del mercado.

XXIX. a XXX. ...

XXXI. Medición de Transferencia: Cuantificación del volumen y Calidad de los Hidrocarburos que se realiza en el punto donde el Operador Petrolero entrega los Hidrocarburos a un tercero, inclusive a otro Operador Petrolero o se integran al sistema de Transporte o de Almacenamiento, según corresponda, así como entre éstos y el Punto de Medición o el Punto de Medición Provisional, en su caso.

XXXII. a XXXV. ...

XXXVI. Producción: Hidrocarburos netos extraídos o producidos por un Operador Petrolero en virtud de una Asignación o un Contrato, medidos en el Punto de Medición o Punto de Medición Provisional, en el Periodo que corresponda, de conformidad con los presentes Lineamientos.

XXXVII. a XXXVIII. ...

XXXVIII Bis. Punto de Medición Provisional: Punto aprobado por la Comisión, con base en el Dictamen Técnico, en donde se llevará a cabo la medición del volumen y la determinación de la Calidad, al amparo de un Contrato o Asignación, el cual es susceptible de producción temprana o de Pruebas de Producción, de conformidad a su respectivo plan o programa.

XXXVIII Ter. Pruebas de Producción: Es el registro de presión dinámica de los pozos y tasas de Producción en condiciones controladas para caracterizar el yacimiento.

XXXIX. a XL. ...

XLI. Responsable Técnico: Persona o personas designadas por el Operador Petrolero como su representante o sus representantes, y quienes serán responsables de la Medición de Hidrocarburos, así como de los Mecanismos de Medición y de la comunicación con la Comisión en materia de los Lineamientos.

XLII. a XLV. ...

...

Artículo 4. De la entrega de información. El Operador Petrolero deberá entregar los informes, reportes, tablas, datos y cualquier otra información referida en los Lineamientos, de manera física o a través de medios electrónicos. Lo anterior, en los sistemas informáticos para el registro de Producción y Balances o formatos y portales de carga de información, incluyendo los contenidos en el Anexo 1 de los Lineamientos.

Artículo 6. De la Política de Medición. El Operador Petrolero deberá contar o elaborar una política de Medición que observe las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria en materia de Medición de Hidrocarburos. Para tal efecto, será obligatoria la observancia de aquellas normas y estándares, así como las actualizaciones que de estos se realicen, contenidos en el Anexo 2 de los Lineamientos, o en su caso a las que el Operador Petrolero proponga apegarse en sus planes o programas respectivos.

...

...

...

...

Con base en lo anterior, el Operador Petrolero deberá contar con un documento que establezca su política en materia de Medición de Hidrocarburos, misma que se deberá remitir a través de escrito libre a la Comisión.

Artículo 7. ...

I. ...

II. ...

a. ...

b. Identificación. Los Sistemas, Instrumentos y Patrones de Medida deberán estar ubicados e identificados, de acuerdo con la normativa y estándares referidos en el Anexo 2 de los Lineamientos, además de ser documentados en la Bitácora de Registro.

c. a e. ...

III. ...

IV. Mejora Continua. La Gestión y Gerencia de la Medición que adopte el Operador Petrolero, deberá dar seguimiento a su planificación, análisis, cumplimiento y mejora de la conformidad de la metodología implementada.

Artículo 8. De los procedimientos de entrega y recepción de los Hidrocarburos. Para los Contratos donde el Estado reciba la Contraprestación en especie, el Operador Petrolero deberá proponer para aprobación de la Comisión, los procedimientos de entrega y recepción de los Hidrocarburos medidos, conforme a los plazos establecidos en dichos Contratos.

A falta de plazo expresamente previsto en los Contratos, el Operador Petrolero deberá presentar los procedimientos de entrega y recepción de los Hidrocarburos medidos a más tardar ciento ochenta días hábiles antes de iniciar la Producción comercial regular.

...

...

I. a VI. ...

VII. Las demás que requiera la Comisión, aplicables conforme a la modalidad del Contrato al que esté sujeto el Operador Petrolero.

...

...

Artículo 9. Del Responsable Técnico. El Responsable Técnico deberá acreditar por escrito la designación realizada por el representante legal del Operador Petrolero para que se atiendan las actividades relacionadas con la Medición de Hidrocarburos, así como de la comunicación con la Comisión en materia de los Lineamientos.

En caso de que el Operador Petrolero designe a dos personas como Responsables Técnicos, deberá señalar quien de ellos fungirá como titular y quién como suplente, donde cualesquiera pueden tener las competencias técnicas para ser responsable de la Medición de Hidrocarburos, así como de los Mecanismos de Medición y de la comunicación con la Comisión en materia de los Lineamientos.

Artículo 10. ...

I. ...

a) ...

b) ...

Derogado.

La información señalada en la presente fracción se remitirá a la Comisión a través de medios electrónicos, de manera diaria a más tardar a las 09:00 horas, horario tiempo del centro, de acuerdo con las tablas referidas en el Anexo 1 de los Lineamientos.

II. ...

a. El volumen y Calidad de los Hidrocarburos por Punto de Medición o Punto de Medición Provisional, incluyendo el Equivalente Energético del Gas Natural en MMBTU por componente, extraídos o producidos por el Operador Petrolero, distinguiendo la Producción de Petróleo, Condensado, Gas Natural y agua; incluyendo el volumen líquido equivalente de los pentanos e Hidrocarburos más pesados contenidos en el Gas Natural;

b. El volumen de fluidos extraídos por pozo;

c. El Balance de Hidrocarburos, desde el pozo, hasta el Punto de Medición o Punto de Medición Provisional, tomando en consideración las variables contenidas en las tablas de Balance referidas en el Anexo 1 de los Lineamientos, entre otros, los siguientes conceptos operativos:

i. a v. ...  

d. a f. ...

La entrega de la información consolidada prevista en la presente fracción deberá realizarse a través de medios electrónicos, de acuerdo con las tablas referidas en el Anexo 1 de los Lineamientos dentro de los primeros siete días hábiles posteriores a la conclusión del Periodo en el que se haya registrado, o, de conformidad con lo establecido en el artículo 4 de los Lineamientos.

III. Derogado.

IV. ...

El Operador Petrolero deberá garantizar que la Comisión tenga acceso y total disponibilidad de la información a que se hace referencia en el párrafo anterior, así como la información técnica derivada de la implementación y operación de los Mecanismos de Medición, de su Gestión y Gerencia de la Medición, incluyendo las rutinas de cálculo relativas a las pruebas en fábrica, así como a las pruebas en campo de los Sistemas de Medición y acceso a los equipos y sistemas informáticos.

...

a. Información de los Mecanismos de Medición, tales como documentos de diseño; especificaciones de los Instrumentos de Medida, Sistemas de Medición Operacional, de Referencia, de Trasferencia y Fiscal de Hidrocarburos (considerando las tablas identificadas en la fracción V. del Anexo 1), funcionalidad, diagramas de Instrumentos de Medida y de tuberías, flujogramas y planos, isométricos y cálculos;

b. ...

c. Información y acceso al computador de flujo y a los sistemas telemétricos en el Punto de Medición o en su caso Punto de Medición Provisional, o bien, por medio de la red o plataforma informática del Operador Petrolero;

d. a i. ...

j. Información relacionada con la ejecución de las actividades aprobadas por la Comisión en los planes o programas en materia de Medición de Hidrocarburos y de su infraestructura asociada.

...

La información referida en los incisos a) a j) de la presente fracción, deberá ser incluida en la Bitácora de Registro.

V. De la información a reportar . Para efecto de los reportes de información a que hacen referencia las fracciones I y II del presente artículo, el Operador Petrolero deberá considerar las cantidades de Petróleo, Gas Natural, agua y Condensado, considerando tanto los Condensados recuperados como los Condensados calculados provenientes de los pentanos e Hidrocarburos más pesados, expresadas en las unidades de medida requeridas para cada tipo de Hidrocarburo conforme a lo siguiente:

a. ...

b. Para el caso del Condensado, el volumen se reportará en Barriles. En el caso de que los pentanos y otros Hidrocarburos más pesados se encuentren en estado gaseoso en el Punto de Medición o en su caso Punto de Medición Provisional, se calculará el volumen del líquido equivalente (Barriles) con el estándar API MPMS 14.5 y la GPA 2145, en su versión más reciente;

c. ...

d. Para el caso de que en el Punto de Medición o en su caso el Punto de Medición Provisional, el Gas Natural contenga pentanos e hidrocarburos más pesados, la información presentada deberá estar sustentada en el análisis cromatográfico señalado en el artículo 32 de los presentes Lineamientos; considerando que el reporte de volumen de estos componentes deberá ser expresado en Barriles y calculado de acuerdo con el estándar API MPMS14.5.

e . a f. ...

La información solicitada en las fracciones I, II y IV del presente artículo, se considerará soporte de la Gestión y Gerencia de Medición.

...

...

...

...

...

...

Artículo 14. De la funcionalidad de los Sistemas de Medición. Los Sistemas de Medición, ya sean de Transferencia, Operacional, de Referencia o Fiscal, deberán ser instalados y operados de tal manera que funcionen adecuadamente, de acuerdo con el tipo y características de los fluidos a medir, los volúmenes manejados y a las condiciones de operación a que estén sometidos, así como, en su caso, a las especificaciones en el respectivo plan que corresponda. Los Sistemas de Medición que utilice el Operador Petrolero deberán estar diseñados, construidos, instalados y operados para evitar errores sistemáticos.

Artículo 17. De las derivaciones. En el Punto de Medición o Punto de Medición Provisional y en la Medición de Transferencia no podrán instalarse derivaciones de tubería que afecten o modifiquen la Medición de los Hidrocarburos.

...

Artículo 19. ...

I. ...

Asimismo, el Operador Petrolero deberá presentar cuando solicite la aprobación del plan de desarrollo para la Extracción, la ubicación o propuesta de ubicación del Punto de Medición, así como, la ubicación para la Medición Operacional, de Referencia y de Transferencia, conforme la Tabla 12_USM del Anexo 1 de los Lineamientos , disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx .

II. a V. ...

Artículo 24. De la medición multifásica. El Operador Petrolero podrá justificar la utilización de medidores multifásicos en su plan de desarrollo para la Extracción, para mediciones de tipo operacional se deberá considerar lo siguiente:

I. Selección: El Operador Petrolero deberá seleccionar los medidores de acuerdo con las características de los fluidos, volúmenes a manejar y el costo beneficio o las condiciones técnicas u operativas del proceso, según corresponda.

II. Derogado.

III. ...

Artículo 25. ...

I. a III. ...

IV. En todos los casos se deberá determinar la composición química del Gas Natural, ya sea por muestreo y su posterior análisis de laboratorio o por analizadores continuos. Dicha información deberá ser remitida a la Comisión mensualmente, y conforme a las tablas referidas para tal efecto en el Anexo 1 de los Lineamientos, en términos de lo previsto en el artículo 10, fracción II.

V. a VII. ...

...

...

Artículo 35. De los elementos que se deben considerar en el Balance. El Balance deberá incluir los parámetros establecidos en las tablas de Balance referidas en el Anexo 1 de los Lineamientos, entre los que se generalizan los siguientes elementos:

I. a X. ...

Artículo 36. Medición de pozos en etapas de Evaluación y Transición. Para Pruebas de Producción menores a sesenta días naturales, en la cual los Operadores Petroleros definen los volúmenes de los Hidrocarburos aportados por el pozo, se reportará a la Comisión los volúmenes obtenidos, a través de la Tabla 02_AF del Anexo 1 de los Lineamientos, dentro de los primeros siete días hábiles del mes posterior, una vez concluida la prueba correspondiente. En el caso de las Pruebas de Producción con duración mayor de sesenta días o bien, producción temprana de Hidrocarburos, los volúmenes de Producción deberán ser medidos por el Operador Petrolero como parte de los respectivos planes o programas que se sometan a aprobación de la Comisión, para lo cual el Operador Petrolero, deberá presentar a la Comisión un Punto de Medición Provisional, en los términos previstos en el artículo 42 Bis de los Lineamientos.

Asimismo, los Operadores Petroleros se sujetarán a lo previsto en los artículos 10, 34, y 35 de los Lineamientos.

En caso de contar con Puntos de Medición o Puntos de Medición Provisional aprobados por la Comisión, solo se deberá presentar la propuesta del manejo y Medición de Hidrocarburos, de conformidad con lo previsto en el artículo 42 Bis de los Lineamientos.

Artículo 42. ...

I. a II. ...

III. Diagramas generales de infraestructura. Isométricos de las instalaciones de Producción, recolección, almacenamiento que utilizará y las cuales incluyen, al menos, pozos, baterías, compresoras, bombas, deshidratadoras, rectificadores, tanques de almacenamiento, ductos, otros Sistemas de Medición y, en general, de la infraestructura necesaria para desplazar los Hidrocarburos desde el pozo hasta el Punto de Medición.

Para los casos en que el Operador Petrolero no cuente con la información que permita dar cumplimiento al párrafo anterior, podrá presentar un programa que contenga las fechas estimadas para el desarrollo de los diagramas referidos en el párrafo anterior.

IV. a VI. ...

VII. Programas de implementación de los Mecanismos de Medición y de las instalaciones de Producción que influyen en la Medición de Hidrocarburos. Cronograma de implementación de los procedimientos, programas de mantenimiento, Calibración, estimación de incertidumbre, Confirmación Metrológica y de capacitación, entre otros. Asimismo, aquellas actividades contempladas como parte de la Implementación de los Mecanismos de Medición. Para el caso de las instalaciones nuevas, el Operador Petrolero deberá presentar un programa referente a la construcción, implementación, actualización y operación de los Sistemas de Medición.

Para los casos en que el Operador Petrolero no cuenta con la información que permita dar cumplimiento al párrafo anterior, podrá presentar un programa que contenga los tiempos estimados para la realización de las actividades a las que se refiere el párrafo anterior.

VIII. a XI. ...

XII. Competencias técnicas. Evidencias de las competencias técnicas del personal involucrado en la Medición de Hidrocarburos, incluyendo certificados, evaluación de competencias y cursos, entre otros.

XIII. ...

XIV. Responsable Técnico. Datos del Responsable Técnico en términos del artículo 9 de los Lineamientos, asimismo se deberá presentar la información solicitada conforme a la Tabla 13_RT del Anexo 1, disponible en el enlace: www.cnh.gob.mx.

...

...

...

Artículo 42 Bis. Del Punto de Medición Provisional. Tratándose de Asignaciones y Contratos cuyos campos se encuentren en Producción al momento de su suscripción o sean susceptibles de iniciar Producción previo a la implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición incluyendo aquellos que se desarrollen en un programa de evaluación, programa piloto o programa de transición, así como los derivados de un proceso de migración, de licitación o bien de producción temprana, conforme a los planes o programas respectivos, el Operador Petrolero, deberá presentar a consideración de la Comisión, dentro del plan o programa correspondiente, una propuesta de Punto de Medición Provisional por tipo de Hidrocarburo, a efecto de iniciar o continuar la Producción respectiva.

...

I. ...

II. El Responsable Técnico, quien deberá contar con las competencias acordes con la propuesta del Operador Petrolero y cumplir con lo previsto en el artículo 9 de los Lineamientos;

III. El mecanismo, sistema, procedimiento o acuerdo con algún Operador Petrolero para llevar a cabo la medición, determinación o asignación del volumen, Calidad y precio por cada tipo de Hidrocarburo, y

IV. ...

En caso de considerar compartir el Punto de Medición Provisional, se deberá presentar la información en los términos del artículo 20 de los Lineamientos.

Artículo 42 Ter. De la aprobación del Punto de Medición Provisional. La Comisión resolverá respecto de la propuesta de Punto de Medición Provisional, a que hace referencia el primer párrafo del artículo anterior, en un plazo no mayor a 40 días hábiles, contados a partir del día hábil siguiente a la recepción de la misma.

...

...

Artículo 42 Quáter. De la modificación del Punto de Medición Provisional. El Operador Petrolero podrá presentar para aprobación de la Comisión, modificaciones a su Punto de Medición Provisional aprobados por la Comisión, previo a la implementación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición conforme a los planes o programas respectivos, de conformidad con lo previsto en el primer párrafo del artículo 42 Bis de los Lineamientos, atendiendo el procedimiento del artículo 53 de los Lineamientos 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 caso de que la modificación consista en un cambio en la estrategia del manejo de los Hidrocarburos que derive en una reubicación o adición del Punto de Medición Provisional originalmente aprobado, el Operador Petrolero deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de modificación del Punto de Medición Provisional originalmente aprobado en el programa de evaluación, programa piloto o programa de transición, ello de conformidad con lo establecido en la normativa para tal efecto emita la Comisión en materia de planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

Artículo 42 Sextus. De la Comercialización de la Producción. El Operador Petrolero deberá remitir a la Comisión junto con la solicitud de aprobación del plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, de forma indicativa, lo siguiente:

I. Tratándose de los planes de desarrollo presentados al amparo de un Título de Asignación y, considerando la naturaleza de las obligaciones fiscales del Asignatario, éste deberá indicar:

a) Si el Punto de Medición y el punto de venta se ubican en distintas instalaciones, descripción de la ubicación del o los puntos de venta por tipo de Hidrocarburo, y

b) Mecanismos para la determinación del precio de venta por tipo de Hidrocarburo.

II. Tratándose de los planes de desarrollo presentados al amparo de un Contrato, se deberá indicar:

a) Si el Punto de Medición y el punto de venta se ubican en distintas instalaciones, descripción de la ubicación del o los puntos de venta por tipo de Hidrocarburo;

b) Pronóstico del volumen por tipo de Hidrocarburo a entregar en el punto de venta; así como las especificaciones de Calidad esperadas en el punto de venta;

c) Describir la estrategia comercial propuesta de los Hidrocarburos disponibles para la venta, por tipo de Hidrocarburo, e indicar, en caso de contar con la información necesaria, los costos necesarios para su comercialización, y

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

Artículo 43. ...

I. ...

II. Analizar la información proporcionada por el Operador Petrolero y su cumplimiento de la Gestión y Gerencia de la Medición, en los términos de lo establecido en el artículo 44 siguiente, y

III. Analizar la congruencia de los diferentes componentes de los Mecanismos de Medición con los planes respectivos.

IV. Derogado.

Artículo 44. ...

I. a VII. ...

VIII. Se valorará que las competencias del personal del Operador Petrolero sean acordes a los Mecanismos de Medición instalados o que se vayan a instalar.

...

IX. a XII. ...

Artículo 47. De las modificaciones a los Mecanismos de Medición . Sin perjuicio de los avisos y aprobaciones a que se refieren los Lineamientos, el Operador Petrolero deberá someter a consideración de la Comisión la aprobación de modificación de los Mecanismos de Medición originalmente aprobados en el plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, ello de conformidad con lo establecido en la Normativa que para tal efecto emita la Comisión en materia de Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, cuando se prevea un cambio en la estrategia del manejo de los Hidrocarburos que derive en una reubicación o adición del Punto de Medición originalmente aprobado.

Artículo 49. De las reparaciones. Si derivado de la operación, o bien, de la realización de alguna prueba, o actividad de Supervisión se demuestra que cualquiera de los componentes de los Sistemas de Medición está fuera de las especificaciones, descompuesto o calibrado incorrectamente, o en general, presenta un funcionamiento distinto al aprobado, el Operador Petrolero deberá repararlo y asegurarse de que se encuentra en correcto estado de funcionamiento; lo anterior, en un plazo no mayor a setenta y dos horas luego de haberse detectado el desperfecto o de recibir la notificación de este hecho. La Comisión podrá considerar la autorización de un plazo mayor en función del volumen de Hidrocarburos a medir, las condiciones del proceso, los tipos de Instrumentos de Medida, así como su categoría de Medición de Hidrocarburos, ya sea de Referencia, Operacional o en el Punto de Medición o en su caso el Punto de Medición Provisional.

...

Artículo 52. De los avisos. El Operador Petrolero deberá dar aviso a la Comisión, especificando fechas y temporalidades suscitadas de los eventos, dentro de los siguientes cinco días hábiles posteriores, cuando ocurra lo siguiente:

I. ...

II. Posibles retrasos o eventualidades en los programas de implementación de los Mecanismos de Medición;

III. Errores en los reportes o informes que presente a la Comisión, y

IV. Cualquier mejora, modificación de los elementos primarios, secundarios y terciarios, eventualidad, entrada o salida parcial, total o definitiva considerada en los Sistemas de Medición.

V. Derogado.

Artículo 53. De las actualizaciones que no requieran una modificación al plan o programa. El Operador Petrolero deberá someter a aprobación de la Comisión, previo a su ocurrencia, lo siguiente:

I. Modificación o reemplazo de los Sistemas de Medición, de sus elementos o del software relacionado con los mismos, anexando en escrito libre la justificación y Características Metrológicas conforme a la normativa y estándares referidos en el Anexo 2 de los Lineamientos.

II. Programación de modificación o reemplazo de los Puntos de Medición o Puntos de Medición Provisionales, previamente aprobados en los planes o programas respectivos, así como de sus Mecanismos de Medición.

III. a IV. ...

V. Cambio en el Responsable Técnico.

VI. Cuando se prevea una variación mayor a doce meses en el cumplimiento de la entrada de las Etapas de Medición aprobadas en los planes correspondientes; esto sin prejuicio a las modificaciones que se pudieran presentar en los cronogramas de implementación del artículo 42 de los Lineamientos.

...

Estos casos serán aplicables siempre y cuando no se prevea un cambio en la estrategia del manejo de los Hidrocarburos que involucre reubicación del Punto de Medición aprobado. La Comisión resolverá la solicitud correspondiente dentro de los 15 días hábiles posteriores a que haya sido recibida la solicitud. La Comisión podrá prevenir al interesado, dentro de los primeros 5 días hábiles posteriores que se haya recibido la solicitud, a fin de que el Operador Petrolero subsane la información. La prevención suspenderá los plazos para la aprobación de la solicitud correspondiente.

...

...

...

TRANSITORIOS

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

SEGUNDO. Se derogan todas aquellas disposiciones que se opongan al presente Acuerdo.

TERCERO. Para el debido cumplimiento de las obligaciones establecidas en los presentes Lineamientos respecto de la remisión de información conforme a las plantillas y tablas referidas en el Anexo 1, los Operadores Petroleros deberán continuar remitiendo la información y reportes conforme a los formatos CNH_DGM_VHP, CNH_DGM_VHPM y CNH_DGM_Balances, establecidos en el Anexo 1 de los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos publicados en el Diario Oficial de la Federación el 11 de diciembre de 2017 y de los cuales subsisten en la página oficial https://www.gob.mx/cnh únicamente para el cumplimiento de lo referido en el presente transitorio, hasta en tanto se de aviso a los Operadores Petroleros para la presentación obligatoria de las plantillas señaladas en el Anexo 1, fracciones I, II, III, IV, V y VI de los presentes Lineamientos, a través de la página oficial de la Comisión https://www.gob.mx/cnh .

CUARTO. Los interesados en obtener la aprobación de Auditores a los que hace referencia el artículo 3, fracción III, de los presentes Lineamientos, únicamente deberán presentar ante la Comisión la acreditación emitida por la entidad o entidades avaladas por el Gobierno Federal Mexicano. Lo anterior, en tanto la Comisión no establezca requisitos para la citada aprobación, los cuales deberán ser publicados en el Diario Oficial de la Federación.

QUINTO. Los procedimientos iniciados por la Comisión para sancionar incumplimientos a los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos continuarán su curso hasta la resolución correspondiente.

SEXTO. Para efectos de los presentes Lineamientos, en los casos en que se haga referencia al Punto de Medición se entenderá al Punto de Medición y al Punto de Medición Provisional.

SÉPTIMO. Se abroga el Acuerdo CNH.03.003/19 por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos interpreta para efectos administrativos el artículo 10, fracción V, de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 12 de abril de 2019.

Anexo 1 – PLANTILLAS

El presente Anexo establece las plantillas a través de los cuales los Operadores Petroleros deben dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en los Lineamientos.

Estas plantillas son las siguientes:

I. DGMCP_VHP.

1. Tabla 01_PM (Reporte mensual de Producción de Petróleo, Gas Natural y Condensados por pozo).

2. Tabla 02_AF (Reporte mensual de Aforos de Pozo).

II. DGMCP_VHPM.

3. Tabla 03_PIM (Reporte mensual de volumen y Calidad por Punto de Medición).

III. DGMCP_BALANCE.

4. Tabla 04_BP (Reporte de Balance de Petróleo).

5. Tabla 05_BC (Reporte de Balance de Condensados).

6. Tabla 06_BG (Reporte de Balance de Gas Natural).

IV. DGMCP_PD.

7. Tabla 07_POD (Reporte diario de Producción operativa).

8. Tabla 08_PID (Reporte diario de volumen en el Punto de Medición).

V. DGMCP_RC.

9. Tabla 09_SM (Censo de medición-Sistemas de Medición).

10. Tabla 10_TQ (Censo de medición-tanques).

11. Tabla 11_EA (Censo de equipos-autoconsumo).

VI . DGMCP_URT.

12. Tabla 12_USM (Ubicación de los Sistemas de Medición).

13. Tabla 13_RT ( Responsable Técnico).

Las plantillas referidas en el presente Anexo estarán disponibles en hoja de cálculo en la página de internet de la Comisión para facilitar su llenado.