Source: http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5507354&fecha=11/12/2017
Timestamp: 2020-08-12 05:58:35+00:00

Document:
DOF: 11/12/2017
Que en consecuencia de la revisión realizada por la Comisión se establecen como parte del Anexo I de los
Lineamientos los formatos para que los Operadores Petroleros entreguen el reporte diario de producción por punto de medición; el reporte mensual de producción y aforos; los reportes de balance de petróleo, Condensados y Gas Natural; y los reportes anuales de censo de medición por sistemas de medición, tanques, y equipos de autoconsumo, referidos en los artículos 10 y 36 de los Lineamientos.
ACUERDO POR EL QUE SE MODIFICAN Y ADICIONAN DIVERSOS ARTÍCULOS DE LOS
XVIII Bis. Gas Natural: La mezcla de gases que se obtiene de la Extracción o del procesamiento industrial y que es constituida principalmente por metano. Usualmente esta mezcla contiene etano, propano, butanos y pentanos. Así mismo, puede contener dióxido de carbono, nitrógeno y ácido sulfhídrico, entre otros. Puede ser Gas Natural Asociado, Gas Natural No
Asociado o gas asociado al carbón mineral.
I. Información que se deberá remitir diariamente. El Operador Petrolero deberá remitir diariamente la información de volumen y calidad de los Hidrocarburos, así como el Poder Calorífico del Gas Natural por componente y mezcla en el Punto de Medición, a través de medios electrónicos, de acuerdo con el formato establecido en el Anexo 1 de los presentes Lineamientos.
En el caso de que los pentanos y otros Hidrocarburos más pesados se encuentren en estado gaseoso en el Punto de Medición, se calculará el volumen del líquido equivalente (barriles) con el estándar API MPMS 14.5 y la GPA 2145, en su versión más reciente;
a. El volumen y calidad de los Hidrocarburos, así como el Poder Calorífico del Gas Natural, por componente y mezcla, extraídos o producidos por el Operador Petrolero, distinguiendo la producción de Petróleo, Condensado, Gas Natural y agua promedio, por día, incluyendo el volumen líquido equivalente de los pentanos e Hidrocarburos más pesados contenidos en el Gas Natural, de conformidad con los formatos del Anexo 1;
b. El volumen extraído de los Hidrocarburos por pozo y yacimiento, en caso de que así lo haya establecido la Comisión en el Dictamen Técnico, en los formatos del Anexo 1, y
c. El Balance de Hidrocarburos, desde el pozo y, en su caso, del yacimiento, hasta el Punto de Medición, de acuerdo con los formatos del Anexo 1, tomando en consideración, entre otros, los siguientes conceptos operativos:
i. El volumen de Gas Natural de autoconsumo;
ii. El volumen de Gas Natural para bombeo neumático;
iii. El volumen de Gas Natural reinyectado;
iv. El volumen de Gas Natural transferido de una Asignación o Área Contractual, y
v. El volumen de Gas Natural que se hubiere quemado o venteado de manera rutinaria o en casos excepcionales.
d. [Derogado]
e. [Derogado]
La entrega de la información consolidada deberá realizarse dentro de los primeros siete días hábiles posteriores a la conclusión del Periodo en el que se haya registrado, en los medios que la Comisión determine, de conformidad con lo establecido en el artículo 4 de los presentes Lineamientos.
i. Volumen total y calidad promedio ponderado de Hidrocarburos extraídos o producidos por el Operador Petrolero, distinguiendo la producción de Petróleo, Condensado, Gas Natural y agua en el año;
ii. Volumen total de Hidrocarburos y calidad promedio ponderada, así como el Poder Calorífico del Gas Natural, extraídos o producidos por el Operador Petrolero por mes, con gráfico de
cada uno;
1. Listado de los Sistemas de Medición Operacional, de Referencia y del Punto de Medición, con sus presupuestos y sus respectivos valores de Incertidumbre de Medida, así como sus Instrumentos de Medida, desde los pozos hasta su incorporación al Sistema de Transporte o Almacenamiento, inclusive su Transferencia, de acuerdo con el formato correspondiente.
La entrega de la información a que hace referencia esta fracción deberá realizarse durante el mes de enero del año inmediato siguiente a aquel que se reporte, en los medios que la Comisión determine conforme a lo establecido en el artículo 4 de los presentes Lineamientos.
a. a h. ...
La información referida en los incisos a) al h) 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, II y III 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. Para el caso del Petróleo, se reportarán los volúmenes en Barriles, el grado API y el contenido de azufre en porcentaje;
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, 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. Para el caso del Gas Natural, el volumen se reportará en pies cúbicos y en millones de BTU. Asimismo, se reportará el volumen y el Poder Calorífico (en BTU/ft3) por el total y por cada uno de sus componentes (metano, etano, propano, butano, pentano y hexanos en adelante (C6+) en las mismas unidades de medida;
d. Para el caso de que, en el Punto de Medición, 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. Para efecto de los reportes referidos en el presente artículo, se utilizará Barril y BTU. Lo anterior, conforme a lo señalado en el artículo 3, fracciones VI y VII de los presentes Lineamientos, y
f. Para la determinación y expresión del Poder Calorífico del Gas Natural, el cálculo se realizará de
acuerdo a la API MPMS 14.5 y la GPA 2145, en su versión más reciente.
La información solicitada en las fracciones I a la IV del presente artículo, se considerará soporte de la Gestión y Gerencia de Medición.
Artículo 11. De las condiciones y unidades para la entrega de la información. Las condiciones de referencia y unidades para la entrega de información de la Medición de Hidrocarburos, de acuerdo con lo establecido en la LISH son las siguientes:
I. Condiciones de referencia o estándar:
a. Temperatura 15.56 °C (60 ° F), y
b. Presión absoluta 101.325 kPa (1 atmósfera).
II. Volumen para Hidrocarburo líquido en Barril (158.99 Litros);
III. Volumen para Gas Natural en ft3, y
IV. Poder Calorífico del Gas Natural en BTU/ft3.
[Párrafo derogado]
Artículo 12. De las unidades a utilizar en el volumen y en la calidad. La información que el Operador Petrolero remita a la Comisión deberá utilizar las unidades de medida señaladas en el artículo 11 de los presentes Lineamientos.
Artículo 13. De las conversiones de volumen, calidad y Poder Calorífico de los Hidrocarburos. Para efecto de la conversión de volúmenes del Sistema de Unidades, se podrá utilizar la publicación técnica del Centro Nacional de Metrología (CENAM-MMM-PT-003) del Capítulo V Correspondencia entre unidades.
I. [Derogado]
II. [Derogado]
III. [Derogado]
IV. [Derogado]
V. [Derogado]
Para efecto de la conversión del Poder Calorífico del Gas Natural, el Operador Petrolero deberá aplicar la metodología establecida en la API MPMS 14.5, utilizando las propiedades físicas señaladas en la GPA 2145 referida en la citada API.
Las conversiones citadas en los dos párrafos anteriores, se llevarán a cabo tomando como base la información reportada conforme a lo previsto en el artículo 10 de los presentes Lineamientos.
El plan de desarrollo para la Extracción que presenten los Operadores Petroleros para aprobación de la Comisión, deberá incluir, en su caso, el proyecto de acuerdo entre Operadores Petroleros o entre un Operador Petrolero y un tercero, el cual deberá referir, al menos, lo siguiente:
I. El procedimiento para determinar los volúmenes y calidad que corresponden a cada Operador Petrolero.
Artículo 25. De la Medición del Gas Natural. El Operador Petrolero medirá y reportará a la Comisión el volumen del Gas Natural producido, aprovechado, reinyectado, quemado y venteado, producto de las actividades de Exploración y de Extracción de Hidrocarburos, conforme a lo siguiente:
II. El Gas Natural aprovechado deberá medirse directamente a través de medidores de flujo.
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.
V. Si el flujo de Gas Natural contiene pentanos e Hidrocarburos más pesados, el Operador Petrolero instalará un separador bifásico y un medidor para el líquido recuperado en la línea de quema o de aprovechamiento de dichos Hidrocarburos.
VI. Para reportar el Gas Natural producido, aprovechado, reinyectado o quemado se deberán desglosar los Condensados (pentanos e Hidrocarburos más pesados) y el nitrógeno, en su caso.
VII. Los niveles de Incertidumbre de Medida del Gas Natural para efectos de quema no podrá ser mayor al 5%. En este supuesto, la Comisión considerará la posible intermitencia del flujo del Gas Natural en el Dictamen Técnico, lo cual podrá afectar el porcentaje referido. En los casos en los que el aprovechamiento y la reinyección tengan efectos fiscales o comerciales, los niveles de Incertidumbre de Medida no podrán ser mayores al 1%.
En caso de que por razones excepcionales se ventee el Gas Natural, el Operador Petrolero también deberá reportarlo a la Comisión en los términos señalados en el presente artículo.
Artículo 27. De la determinación de la calidad del Gas Natural procedente de pozos o de los separadores. Para cada corriente de Gas Natural proveniente de los pozos o de los separadores se deberá determinar, entre otros, la densidad, humedad y su composición química, incluyendo impurezas, mismas que serán requeridos en el Dictamen Técnico correspondiente.
La densidad podrá ser medida por un densímetro en línea o calculada con una ecuación de estado, conjuntamente con los datos de temperatura y presión del fluido medido. La presión y la temperatura deberán ser representativas de las condiciones del gas en la línea.
La composición será determinada mediante análisis cromatográfico.
El Poder Calorífico del Gas Natural en su totalidad deberá determinarse a partir de la composición obtenida por análisis cromatográfico, por un analizador automático o mediante calorímetro.
II. Gas Natural:
a. a f. ...
[Párrafo eliminado]
Adicionalmente, el Operador Petrolero deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en laboratorio del Gas Natural producido, mismo que deberá remitir a la Comisión.
Artículo 36. Volúmenes derivados de pruebas de pozos en la etapa Exploratoria. En caso de que existan volúmenes de producción comercial derivados de pruebas de pozos en la etapa exploratoria, éstos deberán ser reportados en el Balance conforme a los formatos de balance establecidos en el Anexo I. Lo anterior, se preverá en el Dictamen Técnico correspondiente.
IV. Medición dinámica del Gas Natural;
b. Gas Natural, y
En caso de fallas o desviaciones en los Sistemas de Medición, si los Instrumentos de Medida de respaldo hubieren fallado o si existiera una desviación por más de 1%, se ajustan los valores de Medición como sigue:
Artículo 51. Del reemplazo del Sistema de Medición. Si el Operador Petrolero decide, por causas debidamente justificadas, reemplazar cualquier Sistema de Medición, elementos o software relacionado con los mismos, se dará aviso a la Comisión para que, de considerarlo conveniente, se encuentre presente cuando la operación se lleve a cabo.
IV. Cambio en la programación de pruebas de Calibración, y
V. Entrada o salida parcial, total o definitiva de operación de los Sistemas de Medición.
Artículo 53. De las aprobaciones. El Operador Petrolero deberá someter a aprobación de la Comisión, previo a su ocurrencia, lo siguiente:
Para lo anterior, el Operador Petrolero deberá remitir a la Comisión mediante escrito libre, la información que justifique la solicitud que se presenta conforme a las fracciones anteriores y estos Lineamientos.
En estos casos, 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.
Por su parte, el Operador Petrolero deberá subsanar la información dentro de los 5 días hábiles posteriores a la notificación de la prevención señalada en el párrafo anterior. En caso de que el Operador Petrolero no subsane la información, o no se desahogue la prevención en el plazo señalado, la Comisión desechará la solicitud.
En caso de que un Operador Petrolero presente 3 o más solicitudes de manera simultánea, los plazos
establecidos en el presente artículo se ampliarán hasta por el doble del tiempo previsto para que la Comisión resuelva lo conducente.
En caso de que se detecte que alguno de los componentes de los Sistemas de Medición está fuera de las especificaciones, descompuesto o calibrado incorrectamente, y el Operador Petrolero requiera un plazo mayor a setenta y dos horas para repararlo, éste deberá dar aviso a la Comisión.
ANEXO 1 - Formatos
El presente Anexo establece los formatos a través de los cuales los Operadores Petroleros deben dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en los artículos 10 y 36 de los Lineamientos. Estos formatos son los siguientes:
I. Formatos CNH_DGM_VHP
1. Reporte mensual de producción de petróleo, gas natural y Condensados
2. Reporte mensual de Aforos
II. Formatos CNH_DGM_VHPM
3. Reporte diario de producción por Punto de Medición.
4. Reporte mensual de producción por Punto de Medición
III. Formatos CNH_DGM_Balances
5. Reporte de balance de petróleo.
6. Reporte de balance de condensados.
7. Reporte de balance de gas natural.
IV. Formatos CNH_DGM_Censos
8. Reporte anual de censo de medición - sistemas de medición.
9. Reporte anual de censo de medición - tanques.
10. Reporte anual de censo de equipos de autoconsumo.
Los formatos referidos en el presente Anexo estarán disponibles en hoja de cálculo en la página de Internet de la Comisión para facilitar su llenado.
Dirección General de Medición
Lineamientos Técnicos de
Anexo 2: Referencias Normativas
AGA Report No. 11
API MPMS 14.5.
Cálculo del valor calorífico bruto, densidad relativa, compresibilidad y el contenido teórico de hidrocarburos líquidos para una mezcla de gas natural para transferencia de custodia (Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer)
GPA Standard 2145
Tabla de Propiedades Físicas de hidrocarburos y otros compuestos de interés para la Industria del Gas Natural (Table of Physical Properties for Hydrocarbons and Other Compounds of Interest to the Natural Gas Industry)
SEGUNDO. La Comisión Nacional de Hidrocarburos integrará a los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos las modificaciones del presente Acuerdo, para contar con una versión integral de los mismos, los cuales pondrá a disposición del público en general, a través de la página de Internet
www.gob.mx/cnh.
TERCERO. Los reportes y la entrega de la información que se hayan presentado ante la Comisión, previo a la entrada en vigor del presente Acuerdo, no le serán aplicables las modificaciones realizadas a los Lineamientos.
Ciudad de México, a 23 de noviembre de 2017.- Los Comisionados Integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos: el Comisionado Presidente, Juan Carlos Zepeda Molina.- Rúbrica.- Los Comisionados: Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Héctor Alberto Acosta Félix, Gaspar Franco Hernández.- Rúbricas.

References: artículo 4
 artículo 4
 artículo 32
 artículo 3

Artículo 11

Artículo 12
 artículo 11

Artículo 13
 artículo 10

Artículo 25

Artículo 27

Artículo 36

Artículo 51

Artículo 53