ANEXO "A" JUSTIFICACIONES DE MODIFICACIONES DE MONTO Y METAS DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIADA DIRECTA

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1 ANEXO "A" JUSTIFICACIONES DE MODIFICACIONES DE MONTO Y METAS DE PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIADA DIRECTA No. de proyecto Nombre 2 Proyecto Cantarell 6 Proyecto Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán 15 Proyecto Caan 16 Proyecto Agua Fría- Coapechaca- Tajín 17 Proyecto Amatitlán-Profeta- Tzapotempa- Vinazco 19 Proyecto Batab 20 Proyecto Bellota- Chinchorro 24 Proyecto Antonio J. Bermúdez 28 Proyecto Jujo- Tecominoacán 31 Proyecto Och- Uech- Kax 32 Proyecto Integral Poza Rica 34 Proyecto Taratunich

2 2 Proyecto Cantarell Durante el primer semestre de 2004, el proyecto Cantarell ha sostenido su producción en dos millones 123 mil barriles promedio por día, lo que representa el 62.5% de la producción nacional de crudo. Conforme a los estudios de simulación numérica del yacimiento es factible que la producción de Cantarell inicie su declinación a partir del próximo año, de tal forma que en el periodo presente una tasa media anual de decremento del 14.7 %. Ante esta situación es necesario intentar disminuir la declinación de los campos que integran el proyecto, através de la perforación de 218 pozos exploratorios, 324 pozos de desarrollo, reparación de 88 pozos mediante intervenciones mayores, construcción de 11 plataformas, mantener el ritmo de inyección de Nitrógeno para evitar la caída de presión dentro del yacimiento, asegurar la flexibildad oportuna del sistema de producción, transporte y distribución de hidrocarburos. Para esto se requiere implantar el proceso de deshidratación de crudo en los campos Nohoch, Akal y Chac, construir la planta de separación de Nitrógeno, mantener la infraestructura de Ixtoc, implantar el Bombeo Electrocentrífugo en Akal, además de mantener la infraestructura existente del sistema de transporte y distribución de crudo y gas de la Terminal de Cayo Arcas, Atasta y la Terminal de Dos Bocas, Tabasco. Para llevar a cabo estas actividades se requiere una inversión adicional de 4500 millones de dólares con respecto a lo autorizado en el PEF 2004, lo que significa alrededor del 20% de incremento. Se espera una producción de 2 millones 26 mil barriles por día de aceite en promedio anual y 713 mmpcd de gas. Además se considera extraer 6,042 millones de barriles de aceite y 2,165 miles de millones de pies cúbicos de gas, en el periodo

3 6 Proyecto Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán Este proyecto presenta un incremento en la inversión del 47.6%, con respecto al registrado en el tomo IV del 2004 derivado de que el proyecto se actualizó en los siguientes apartados: menor incertidumbre en la preparación de sitio (4.4%), actualización de los costos de las plantas a construir (precios del constructor, 6.7%), desarrollo de las ingenierías básicas y de detalle y trabajos no considerados en las bases de usuario (9.5%) aumento en el precio del acero (27%) Se realizó una revisión meticulosa de la capacidad de operación de las plantas actuales y determinó que el proceso nominal máximo de crudo será de 335 mil barriles diarios de operación, 150 correspondientes a la nueva combinada 100% Maya y 185 de capacidad con las plantas existentes. La previsión anterior era de 350 mbd (150 y 200 respectivamente). Adicionalmente, se actualizó la disponibilidad de corrientes de La Cangrejera hacia Minatitlán, por la transferencia a Pemex Petroquímica (PPQ) de la planta despuntadora que operaba Pemex Refinación hasta abril. Antes se consideraban 37 mbd y ahora sólo 12 mbd. Eso significará una disminución del orden de 28 mbd de gasolina final en este proyecto. Así mismo, el escenario de precios y las previsiones de demanda esperada de productos petrolíferos cambiaron con respecto al que originalmente se había planteado. Estas modificaciones llevaron a un nivel de proceso de crudo óptimo de 280 mil barriles diarios (MBD), asociado a niveles de producción de gasolinas de 110 MBD y de diesel de 75 MBD. Tomando las condiciones anteriores, el proyecto es rentable, con la tasa de descuento del 12%. Así mismo, se dispone de la flexibilidad necesaria para ajustar el nivel de proceso de acuerdo a las condiciones de mercado con el fin de garantizar la rentabilidad del proyecto.

4 15 Proyecto Caan La explotación del campo inició en septiembre de 1985 con el pozo Caan-1, produciendo hidrocarburos de 36 API, la producción se incrementó de 35 a 175 mbd de aceite en septiembre de 1995, a través de la explotación de 33 pozos, la máxima producción del campo se obtuvo en 1997 con 200 mbd. Durante 2003 produjo en promedio 120 mbd de aceite con 22 pozos en explotación. Como se observa la producción del campo tiende a la declinación, motivo por el cual se requiere de incrementar el factor de recuperación del volumen original de aceite del yacimiento, mediante la reparación de pozos alejándolos del contacto aguaaceite y la inyección del gas producido al yacimiento con el propósito de detener en lo posible el avance del contacto agua aceite. En este contexto se requiere de la implantación del sistema de inyección de gas al casquete del yacimiento, la construcción de un oleogasoducto y la reparación mayor de 5 pozos; para tal fin se solicita un incremento adicional de inversión financiada por millones de dólares, con respecto a lo autorizado en el PEF de Como consecuencia de lo anterior y de las inversiones que se han venido realizando en años anteriores, se obtendrá el beneficio de recuperar millones de barriles de aceite y miles de millones de pies cúbicos de gas.

5 16 Proyecto Agua Fría- Coapechaca- Tajín El yacimiento de Chicontepec fue descubierto en 1926, pero fue hasta 1952 cuando inició a producir comercialmente. A partir de 1972 se inició el desarrollo de campos en el área norte de Chicontepec y en 1980 en los campos de Tajín y Agua Fría en la parte sur del Paleocanal. Actualmente el desarrollo del Paleocanal se realizará en 5 áreas; Agua- Fría- Coapechaca- Tajín, Amatitlán- Tzapotempa- Vinazco, Coyula- Japeto, Humapa- Bornita y Área Cinco de Chicontepec En este contexto, el proyecto fue autorizado en el PEF de 2002 para ejercer recursos financiados, motivo por el cual inicio actividades a mediados de año después de haber obtenido el dictamen de un tercero. Al cierre de mayo de 2004, se han levantado 60 Km2 de sísmica 3D, perforado 99 pozos de desarrollo, reparado 46 pozos, se alcanzó una producción de 16 mbd de aceite y 28 mmpcd de gas, con un acumulado producido de 6 millones de barriles y 14 miles de millones de pies cúbicos de gas, la inversión realizada es de 267 millones de dólares, el 61% del monto autorizado en el PEF de Lo anterior permite considerar que el proyecto cumple con los objetivos planteados y debido a las reservas probadas y probables certificadas en el Paleocanal de 6,599 millones de barriles y de 12,187 millones incluyendo las posibles, permite que se considere el desarrollo intensivo de una parte de estas reservas a partir de 2005 en adelante, mediante la perforación de 1,300 pozos de desarrollo, construcción de 23 baterías de separación, 23 oleoductos y gasoductos, 209 oleogasoductos y 1,371 reparaciones a pozos. Para llevar a cabo la perforación de los pozos y la construcción de instalaciones, se requiere recursos Pidiregas adicionales por 2,341.4 millones de dólares, con respecto a lo autorizado en el PEF 2004, para un total de inversión financiada solicitada de 2,747 millones.

6 17 Proyecto Amatitlán-Profeta- Tzapotempa- Vinazco El yacimiento de Chicontepec fue descubierto en 1926, pero fue hasta 1952 cuando inició a producir comercialmente. A partir de 1972 se inició el desarrollo de campos en el área norte de Chicontepec y en 1980 en los campos de Tajín y Agua Fría en la parte sur del Paleocanal. Actualmente el desarrollo del Paleocanal se realizará en 5 áreas; Agua- Fría- Coapechaca- Tajín, Amatitlán- Tzapotempa- Vinazco, Coyula- Japeto, Humapa- Bornita y Área Cinco de Chicontepec. En este contexto, el proyecto fue autorizado en el PEF de 2002 para ejercer recursos financiados, motivo por el cual inicio actividades a mediados de año después de haber obtenido el dictamen de un tercero. Al cierre de mayo de 2004, en el proyecto se han efectuado las siguientes actividades: 574 Km2 de sismología 3D, perforación de 4 pozos de desarrollo y reparación de 22 pozos, con lo que se obtuvo una producción máxima de 1.8 mbd de aceite y 3.3 mmpcd de gas y un volumen acumulado de 1 millón de barriles de aceite y 1.9 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas certificadas probadas y probables del Paleocanal de 6,599 millones de barriles y de 12,187 incluyendo las reservas posibles, da margen al desarrollo intensivo de este proyecto, el cual se considera que una parte deberá realizarse a través de los Contratos de Servicios Múltiples. Para lograr lo anterior es necesario efectuar levantamientos sísmicos 3D en 800Km2, perforar 6,275 pozos de desarrollo, construir 711 km. de líneas, 811 cabezales de distribución, baterías de separación y 85 estaciones de compresión, para lo cual se requiere inversiones adicionales por 9,784 millones de dólares en el periodo , con respecto al monto autorizado en 2004, para un total solicitado de in versión financiada de 10,141 millones de dólares.

7 19 Proyecto Batab A partir de junio de 2001, para atender requerimientos de seguridad se efectuaron en el campo conversiones de 6 pozos a Bombeo Neumático de la plataforma Batab-A con presupuesto programable en el programa de mantenimiento. Posteriormente en el año 2002 se documentó la perforación de pozos y el sistema de Bombeo Neumático y posteriormente se incluyó una planta de nitrógeno para emplear este producto en el bombeo en lugar de gas. Se precisa que en este año se autorizaron recursos Pidiregas para desarrollar dichas actividades. En la versión de 2003 se documentó un cambio en el monto y alcance para perforar el pozo Batab-6 y la construcción de un oleogasoducto; sin embargo, en esta propuesta de se requiere de inversión adicional de 51.5 millones de dólares con respecto a lo autorizado en el PEF 2004, para terminar de implantar el sistema de Bombeo Neumático, recuperar 3 pozos y terminar la construcción del oleogasoducto. Con estas inversiones y actividades a desarrollar se recuperará un volumen de 17.6 millones de barriles de aceite 10.1 miles de millones de gas.

8 20 Proyecto Bellota- Chinchorro Este proyecto pertenece al activo del mismo nombre y está constituido por los campos; Bellota, Chipilín, Mora, Chinchorro, Yagual y Palangre. La actividad exploratoria comenzó en 1930 con estudios gravimétricos que permitió la perforación del pozo Jalpa 1 en el año de 1934, en loa años posteriores se intensificaron los trabajos de sismología de reflexión, lo que dio lugar al descubrimiento de estructuras productoras en el terciario que incrementaron las reservas a 106 millones de barriles de aceite y 46 miles de millones de pies cúbicos de gas al 31 de julio de Durante el año de 2002, cambió el sistema presupuestal de programable a inversión financiada y fue a mediados de este año que inicia actividades con recursos Pidiregas. Con la finalidad de mantener los niveles de producción de crudo ligero que contribuyan a enriquecer la mezcla de crudos de exportación, se plantea para el periodo requerimientos adicionales de inversión financiada por millones de dólares con respecto a los recursos autorizados en el PEF de 2004, para perforar 8 pozos de desarrollo, 36 reparaciones mayores a pozos, conversión de 22 pozos a sistemas artificiales y construcción de infraestructura para el manejo y control de la producción incremental. Estas actividades e inversiones permitirán obtener un volumen acumulado de aceite de 198 millones de barriles y 433 miles de millones de pies cúbicos de gas y se espera obtener una producción máxima 58.6 mbd de aceite y 95.6 mmpcd de gas, en el año 2006

9 24 Proyecto Antonio J. Bermúdez El proyecto Bermúdez lo integran 5 campos productores; Samaria, Cunduacan, Iride, Oxiacaque y Platanal; sin embargo avala la ejecución del Proyecto Ogarrio- Magallanes y el proyecto exploratorio Cuichapa. En el periodo los proyectos avalados presentan una disminución de actividades en la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo y en la construcción de infraestructura, de tal forma que afectan a la baja sus inversiones y por lo tanto esto repercute en el proyecto; sin embargo, los campos de Bermúdez continúan con el ritmo programado. Esta es la razón del porqué el proyecto integral disminuye las inversiones en 1,360 millones de dólares con respecto al autorizado de 2004, aún así los campos mencionados en total perforarán 49 pozos de desarrollo, realizarán 661 reparaciones mayores a pozos, se construirá una estación de medición y fundamentalmente se iniciará la construcción de una planta de Nitrógeno que suministrará este elemento para inyectarlo en el yacimiento Samaria, para mantener la presión del yacimiento. La producción máxima en el periodo se alcanzará en el año de 2006 con 185 mbd de aceite y 298 mmpcd de gas, de tal forma de que a partir de este momento la producción declina ligeramente a una tasa media anual del 3.8%

10 28 Proyecto Jujo- Tecominoacán Con el descubrimiento de los campos Cactus y Sitio Grande en 1972, productores de aceite en rocas mesozoicas, se intensificaron los trabajos exploratorios y de sismología de reflexión, dando como resultado, el descubrimiento de nuevas áreas productoras, dentro las que se encuentran los campos de Jujo y Tecominoacan, estos últimos descubiertos por los pozos exploratorios perforados en 1980 y 1983, respectivamente. Las reservas 2P del proyecto al 1 de enero de 2003 ascendieron a millones de barriles de aceite y 2,230 miles de millones de pies cúbicos de gas, esto significa que es conveniente recuperar el mayor volumen de estas reservas mediante programas estratégicos, como la inyección de Nitrógeno para mantener la presión del yacimiento como prioritario y evitar el avance de la entrada de agua. La planta generadora de Nitrógeno iniciará su construcción el próximo año. El proyecto produce crudo ligero y superligero, necesarios para contribuir a enriquecer la mezcla de crudo de exportación y se tiene programado alcanzar la producción máxima en el periodo , en el año 2008 con 90 mbd de aceite y 98.5 mmpcd de gas. Para alcanzar esta meta se requiere de una inversión adicional con respecto a lo autorizado en 2004 de 157 millones de dólares y realizar la perforación de 15 pozos de desarrollo, 27 reparaciones mayores y 3 cabezales conectores.

11 31 Proyecto Och- Uech- Kax El proyecto se descubrió en el Año de 1989 con la perforación del pozo Och-1B y los pozos exploratorios de los campos Uech y Kax a partir de esta fecha se desarrollaron los 3 campos, productores de aceite y gas en rocas carbonatadas del JSK, alcanzando un máximo de producción en el año de 1998 con 80 mbd de aceite y 185 mmpcd de gas, producción que ha ido declinando hasta llegar en 2002 a 45 mbd de aceite. Por esta circunstancia se reactivaron las inversiones en el año 2002 con recursos de inversión financiada, aplicando tecnologías que permitieran evitar la caída de presión y producción. En el periodo el pronóstico de producción presenta una declinación a una tasa media anual del 18%; sin embargo, sería mucho mayor la tasa de declinación si no se realizan las siguientes actividades; perforar un pozo de desarrollo para incrementar producción, efectuar 4 reparaciones mayores a pozos y mantener la infraestructura existente. Para lo anterior se requiere de una inversión adicional de 61 millones de dólares con respecto al autorizado en Con las inversiones y las actividades se tiene programado obtener una producción máxima en el periodo en cuestión de 24 mbd de aceite y 47 mmpcd de gas.

12 32 Proyecto Integral Poza Rica El campo Poza Rica se descubrió en mayo de 1930 con el pozo Poza Rica-2, perforado en la zona del casquete de gas del yacimiento. Sin embargo, la explotación del campo se inició hasta dos años después, con la perforación del pozo Poza Rica-3 a una profundidad de 2,060 m. El campo tiene una área de Km2, con 835 pozos perforados de los cuales 218 se encuentran en operación, 191 son productores, 31 son inyectores de agua tratada y 8 inyectan agua congénita. En 1951 se implantó la prueba piloto de inyección de agua en la parte inferior del yacimiento por medio de 28 pozos dispersos irregularmente. Asimismo, se inyectó gas a la parte superior del yacimiento inicialmente con 3 pozos hasta llegar un total de 7, suspendiéndose la inyección por la baja producción de aceite asociada. Es necesario acelerar el ritmo de extracción de hidrocarburos, teniendo como meta principal agotar la reserva 2P existente en un 80 % mediante las intervenciones autorizadas y las adicionales de este nuevo ejercicio, las cuales serán realizadas bajo un marco de seguridad y protección ambiental regidas por los estándares internacionales. En el estudio que se documentó para el periodo se considera perforar 33 pozos de desarrollo, 21 reentradas y 339 reparaciones mayores, así mismo la conversión de 30 pozos a inyectores y 28 taponamientos de pozos improductivos, lo que permitirá obtener una producción acumulada de 222 mmbls de aceite y 183 mmmpc de gas, la cual será manejada con la infraestructura existente. Para realizar estas actividades se requiere de una inversión adicional de 175 millones de dólares con respecto al monto autorizado en 2004, para un total de inversión financiada solicitada de 342 millones de dólares. El máximo de producción que se espera, se obtendrá en el año 2014 con 33 mbd de aceite y 26.5 mmpcd de gas.

13 34 Proyecto Taratunich Durante el año 2000 se realizó el Estudio Integral del Campo Taratunich por la Compañía Holditch Reservoir Technologies de Schlumberger, mismo que cuenta tanto de un Modelo Geológico como de Simulación Numérica y del cual fueron emitidas recomendaciones para continuar con el desarrollo del campo, la optimización de la explotación y requerimientos de estudios adicionales para el mejor conocimiento del yacimiento. Una vez realizado el estudio y de acuerdo con el historial y conocimiento del campo, se actualizó el requerimiento de infraestructura del proyecto Integral Taratunich, el cual fue autorizado para realizarse con recursos de inversión financiada en Para el periodo se plantea la necesidad de recuperar el mayor volumen de reservas, de 99 millones de barriles y 116 miles de millones de pies cúbicos, con los pozos e infraestructura existente y la perforación adicional de 2 pozos de desarrollo, intervenciones mayores en 5 pozos y el taponamiento de 2 pozos improductivos por seguridad. Estas actividades deberán realizarse con la solicitud adicional de 64 millones de dólares, con respecto al monto autorizado en 2004, para un total de inversión financiada de 246 millones, de tal forma que se obtendrá una producción máxima el próximo año de 32 mbd de aceite y 40 mmpcd de gas.