ÓRGANO DE GOBIERNO · 2019-05-02 · a las geopresiones y presión de poro presentes en el pozo....

Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

CUARTA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:08 horas del día 24 de enero del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, sita en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Parres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas, Héctor Moreira Rodríguez y Gaspar Franco Hernández, así como la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Cuarta Sesión Extraordinaria de 2019 del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la Secretaria Ejecutiva mediante oficio número 220.0015/2019, de fecha 23 de enero de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 18, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.

Con fundamento en el artículo 48 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, presidió la sesión la Comisionada Alma América Parres Luna.

A continuación, la Comisionada Parres preguntó a la Secretaria Ejecutiva, sobre la existencia de quórum, quien, tras verificar la asistencia, respondió que había quórum legal para celebrar la sesión.

Órgano de Gobierno Cuarta Sesión Extraordinaria 24 de enero de 2019

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Hidrocarburos

Habiéndose verificado el quórum, la Comisionada Parres declaró instalada la sesión y se sometió a consideración del Órgano de Gobierno el Orden del Día, mismo que fue aprobado por unanimidad, en los siguientes términos:

Orden del Día

!.-Aprobación del Orden del Día

11.-Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la autorización a Pemex Exploración y Producción para

realizar la perforación del pozo exploratorio lchilan-lEXP.

11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la autorización a Pemex Exploración y Producción para

la perforación del pozo exploratorio Tema-lEXP.

11.3 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción, el Primer

Programa de Trabajo y el Presupuesto asociado al mismo, presentados

por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. en relación con el contrato

CN H-M3-M ISIÓN/2018.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia

respecto de los Programas de Aprovechamiento de gas natural asociado

de 32 Asignaciones.

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11.1

rgano de Gobierno

11.- Asuntos para autorización

Resolución por la que la Comisión Nadonal de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la autorización

a Pemex Exploración y Producción para realizar la

perforación del pozo exploratorio lchilan-lEXP.

Cuarta Sesión Extraordinaria 24 de enero de 2019

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En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con

la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al Ingeniero Alfonso

Alberto Castillo López, Jefe de Departamento en la Dirección General de

Autorizaciones de Exploración.

La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los

términos que a continuación se transcriben:

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Castillo, por favor.

JEFE DE DEPARTAMENTO, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Si, ¿qué tal? Buenos días Comisionada, señores Comisionados. Les vamos a presentar y someter a su consideración la solicitud de autorizaéión para la perforación del pozo exploratorio en aguas someras lchilan-lEXP. Dentro del proceso de solicitud de autorización que siguió este trámite, bueno, tenemos que el 16 de noviembre de 2018 el operador ingresó su solicitud de autorización. El día 4 de diciembre de 2018 recibió notificación de la prevención. Para el día 10 de diciembre de 2018 el operador atendió la prevención. Y bueno, el día de hoy estamos presentando a su consideración la propuesta.

Bueno, el fundamento legal en el que sustenta la solicitud pues es el siguiente. Es la Ley de Hidrocarburos que tienen la facultad de la Comisión para emitir autorizaciones de perforación de pozos. La Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética dentro de las atribuciones de los Órganos Reguladores y el Reglamento Interno de la CNH que establece las facultades para el Órgano de Gobierno y cada una de las Direcciones Generales de esta Comisión para emitir autorizaciones.

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Ok, entramos con los datos generales de la solicitud de autorización. El nombre del pozo es lchilan-lEXP. Su nombre maya significa delgado. Este se encuentra dentro de la asignación AE-0006-4M-Amoca-Yaxché-04. Se ubica en la porción norte de esta asignación y tenemos un tirante de agua aproximado de 49 metros. Este pozo se encuentra a 36.8 km de la Terminal Marítima de Dos Bocas en el Estado de Paraíso, Tabasco. Sus pozos análogos o de correlación son los que se encuentran alrededor de la ubicación. Tenemos los pozos Suuk, Uchbal, Kinil y Xikin. Los objetivos

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geológicos de este pozo se están manejando uno primario en el Mioceno

Superior y uno secundario en el Mioceno Medio. Para el primero vamos a

encontrarlo a 1,957-2,198 metros desarrollados bajo mesa rotaria y el

Mioceno Medio, objetivo secundario, 2,911-3,007 metros. El tipo de

hidrocarburo esperado para el primer objetivo es aceite mediano y aceite

ligero para el objetivo secundario de 22 a 33 grados API. La temperatura

esperada para estos pozos en la zona del objetivo es de 68 a 84 ºC, así como

una presión en los mismos de 4,686 a 5,740 psi. Este es un pozo tipo

direccional, va a encontrar y llegar a una profundidad programada de 2,790

metros verticales bajo mesa rotaria y 3,070 metros desarrollados bajo

mesa rotaria.

El programa de perforación comienza el 8 de febrero de 2019 y concluye el

día 25 dé marzo del 2019, así como para la segunda etapa de terminación

comenzaría el 26 de marzo del 2019 y concluiría el 21 de abril del 2019. Las

características del equipo de perforación es la plataforma auto elevable

Cantarell l. Esta tiene una capacidad de perforación de 122 metros, una

profundidad de perforación de 9,144 metros y una capaz capacidad en los

preventores de 15,000 psi. El recurso prospectivo para este pozo es de 34

millones de barriles de petróleo crudo equivalente y tenemos una

probabilidad de éxito geológico del 34%.

La trampa. Vamos a esperar una trampa de tipo combinada con orientación

oeste-este en sus ejes en los objetivos Mioceno Superior y Mioceno Medio.

En la figura de la izquierda en esta lámina encontramos la trayectoria del

pozo lchilan junto con su pozo de correlación Uchbal. En esta imagen se

muestra la configuración estructural del pozo a nivel del Mioceno Superior.

A este nivel se encuentra el pozo, la gama de colores significa blanco

amarillo es el alto estructural y desciende hacia la parte azul. Tenemos aquí

que el pozo Uchbal se encuentra estructuralmente más arriba que el pozo

lchilan-lEXP. En esta parte tenemos una sección de correlación donde se

muestra los cuerpos de arena que va a encontrar el pozo lchilan-lEXP

mayormente desarrollados en los pozos de correlación, pero también

presentes de acuerdo a estudios en cuanto a pozos de correlación y

registros sintéticos que se elaboraron.

La componente estructural de la estructura presenta un cierre normal

hacia la parte norte y un cierre por fallas hacia la parte sur. De acuerdo de

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los estudios someros y geomecánicos, se muestra que no hay riesgo en laperforación del pozo derivado que no se encuentran fallas, sino una máscercana a 750 metros aproximadamente. El objetivo de diseño para estepozo consideró los pozos análogos, la columna litológica, condiciones deyacimiento de pozos de correlación. Como vemos aquí, la columna vienedel Reciente Pleistoceno hasta el Mioceno Superior (primer objetivo) yMioceno Medio (objetivo secundario). Como vemos en el intervalo que seva a probar, tenemos en este segundo track las intercalaciones de lutita encolor café junto con las areniscas en color amarillo. De acuerdo a la ventanaoperativa, se tiene el arreglo de las tuberías de revestimiento de acuerdoa las geopresiones y presión de poro presentes en el pozo. Se tiene que latubería conductora de 20 pulgadas se asentaría a 250 metrosdesarrollados. Posteriormente, la tubería superficial de 13 3/8" a 950metros. La intermedia de 9 7 /8" a 1,800 metros y la de producción de 75/8" a 3,070 metros desarrollados. Cabe mencionar, y aprovechando laimagen, se tienen dos escenarios de contingencia, uno para la TR 13 3/8"donde se considera esta discordancia que se encuentra aproximadamente1,120 metros y otra en la etapa de producción de 7 5/8" en un dado casode que el intervalo secundario no resulte productor.

Dentro de las consideraciones y el cumplimiento de la solicitud para estepozo presente en el artículo 32 de los lineamientos, tenemos que el pozo ylchilan-lEXP está considerado dentro del Plan de Exploración aprobadomediante la resolución CNH.E.56.005/18. Cumple con los requisitos yelementos técnicos establecidos en el artículo 27 de los lineamientos; dainformación del soporte técnico para la selección del diseño y acreditaciónde los elementos que permitan alcanzar los objetivos geológicospropuestos, así como preservar la integridad durante su ciclo de vida; lautilización de la tecnología adecuada para la perforación del pozo. Elcumplimiento del artículo 39 de la Ley de los Órganos ReguladoresCoordinados en Materia Energética que es acelerar el desarrollo delconocimiento del potencial petrolero del país. Para este pozo, como semencionó que es en un campo nuevo su clasificación es la número 102,pues es importante la toma de información ya que va a contribuir aldesarrollo de los pozos de correlación y de aportar volumen de reservas.Aquí se está considerando la toma de muestras de canal, núcleos, registros,que son lo que contribuyen al desarrollo. De ser exitoso este pozo, Jcontribuiría a la reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de /


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la seguridad energética de la Nación a partir de los recursos prospectivos que se habían comentado que era de 34 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Y finalmente la utilización de la tecnología más adecuada para la explotación y extracción de hidrocarburos. De mi parte es todo, cedo la palabra al doctor Faustino si hay algún comentario.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Muchas gracias, muchas gracias ingeniero. Bueno, pues lo presentado aquí es una versión obviamente de carácter ejecutivo y pues con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, X y XXIV de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos; y 13, fracción XIII, inciso a) del Reglamento Interno de esta Comisión pues se propone a este Órgano de Gobierno autorizar esta solicitud para Petróleos Mexicanos que es el operador del pozo lchilan-1EXP ubicado en esta asignación Amoca-Yaxché-04, en términos de los lineamientos actuales que tenemos en esta Comisión para la perforación de pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias doctor. ¿Algún comentario Comisionados? Comisionado Franco.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.-Si, muchas gracias doctora. Pueden ir a la segunda lámina por favor. Ahí. Se hizo la solicitud en noviembre, la prevención ahí es la que les mandamos el 4 de diciembre. Nos contestaron el 10 de diciembre y bueno, estamos 24 de enero presentando en Órgano de Gobierno. Entiendo pues que ese periodo se hizo el análisis, sobre todo ya después de que nos atienden la prevención quiero enfocar mi pregunta. Son más de 30 días y sé que ahí pasaron los festivos, a lo mejor hubo gente de guardia, etc. Pero ahora me gustaría irme la lámina 7 nada más para que si no puedes platicar ingeniero qué es lo que hacen en cada una de estas cosas. Por ejemplo, el ver que el pozo está en el plan pues voy al plan y le hago check que ya está en plan. ¿No? ¿Qué hago en los siguientes? ¿Por qué me llevo casi 30 días?

JEFE DE DEPARTAMENTO, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Bueno, dentro del cumplimiento para los requisitos, el operador tiene que presentar diferentes tipos de información como son estudios geotécnicos, estudios de riesgos someros, el programa de perforación, el programa preliminar de terminación, así como la capacidad de sus equipos

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críticos, la supervisión. De hecho, la presentación, la notificación de la prevención se realizó el día 29 y ellos nos notifican de recibido el día 4. Nosotros cumplimos la prevención con un día de anticipación.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Perdón. ¿Cuántos días nos llevamos para ver que cumplen con los requisitos del artículo 27 de los lineamientos? El ver que trae esa información soporte, el que trae todos esos escenarios, ¿cuánto tiempo nos llevamos? Sí se entregó un día antes, ¿pero cuánto nos llevamos?

JEFE DE DEPARTAMENTO, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Si, alrededor el plazo son 10 días para emitir la prevención.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Entonces 9 días nos llevamos.

JEFE DE DEPARTAMENTO, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Nosotros nos llevamos 9 días.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Y ya cuando te previenen pues ya nada más te aseguras, más bien, tú hiciste la prevención y a lo mejor te faltó algo. Ya cuando te la entregan revisas rápido que sí cumplen con el 27, ¿no? Vamos a decir que de alguna manera es obviamente un check técnico. Hay que revisar que sí técnicamente nos están enviando eso. Ya después dices soporte técnico para la selección del diseño. ¿Qué vemos ahí, que lo mandaron? ¿Vemos si la ventana óptima que nos están presentando está bien hecha? ¿Hacemos una corrida para ver si la nuestra nos sale igual? ¿Vemos si las tuberías están asentadas a donde debe ser de acuerdo al diseño? ¿Vemos el lodo? ¿Qué vemos? Platícanos un poco qué vemos en esos 30 días.

JEFE DE DEPARTAMENTO, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Realmente el plazo máximo son los 30 días. Tenemos nosotros como comentaba 10 días de prevención. De ahí en adelante tenemos 20

v· días para resolver y efec�ivamente se diga que es un plazo amplio, pero '\tenemos que corroborar todos los datos que el operador nos manda. Si para el caso que está a nivel de Terciario nos manda análisis de propiedades petrofísicas distintas o que exceden la propiedad del tipo de

/roca que se está perforando, pues ahí todavía se hace un análisis. Se revisa c;r,' �

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que la información técnica como los elementos técnicos, la prognosis de la perforación, el asentamiento de las tuberías de revestimiento vayan acordes con los resultados de los estudios geotécnicos. Entonces en ese proceso es que nos llevamos el tiempo establecido.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Perdón, platícame un poquito cómo defines el asentamiento de las tuberías de acuerdo a los resultados del estudio geotécnico.

JEFE DE DEPARTAMENTO, INGENIERO ALFONSO ALBERTO CASTILLO LÓPEZ.- Por ejemplo aquí para el caso se mostró que no había gas ni presencia de acuíferos. Se identificó que había una discordancia a 1,120 metros. Entonces de ahí es que el operador programa su asentamiento de tuberías y de ahí es que realiza el diseño para las tuberías de contingencia.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Perdón ahí que insista. Pero sí hacemos nosotros el diseño, metemos en algún software, hacemos esas corridas o es checar que nos llegó la información y que más o menos suena consistente con lo que ellos nos dicen.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Zapata.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- Déjeme darle respuesta Comisionado Franco. En el caso, la etapa más complicada y que lleva más tiempo dentro del Programa de Trabajo del grupo de pozos, en este caso considera se los voy a enumerar: el riesgo somero, la geotécnica, la geomecánica, el estudio de los objetivos geológicos, la ubicación de la trayectoria. Cada uno de ellos tiene su propia explicación. En el caso de los riesgos someros analizamos el mapa sobre canales que se encuentren en las bolsas de gas, etc., para definir la trayectoria. En el caso que comentaba usted sobre la determinación de las profundidades de asentamiento y el uso de la ventana operativa, pues nosotros revisamos la ventana operativa entre las presiones de sobrecarga, los gradientes de fractura, las presiones de poro y ahí mismo gráficamente se detectan las profundidades recomendadas para asentar las tuberías de revestimiento. Nosotros no hacemos ningún recálculo, definitivamente no hacemos ningún recálculo, pero esta revisión o este análisis implica la dedicación de especialistas para cada caso y el ingeniero responsable del


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pozo es el que recopila toda esa información para finalmente presentárselas a ustedes.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Y el tiempo consideran que sí, son 30 días. O sea, yo sé que sí son 30 días, ¿pero se puede optimizar?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- Estamos terminando nuestro análisis técnico antes del tiempo programado, eh, generalmente una o hasta dos semanas antes de lo que los lineamientos establecen.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Oigan, y en el tema de la utilización de la tecnología adecuada para perforar el pozo, ¿qué revisan ahí?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- Bien. En principio lo que se revisa es de acuerdo con los retos que presenta la perforación del pozo que el equipo de perforación que se va a utilizar tenga las capacidades suficientes para poder trabajar en el tirante de agua en el que se programa, la profundidad que está pensando alcanzar, las capacidades que deben de tener los preventores. Y en el caso del trabajo de planeación, porque esto no es más que un proyecto pozo, en el caso de la planeación observamos que utilicen algunas metodologías recientes o recientes con uso convencional dentro de la industria. Para algunos casos manejan el VCD, otros el FEL, etc.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Todos los rubros grandes, ¿no? Está bien.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- Así es, así es.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Está bien, gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Alcántara.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Era en ese sentido el comentario.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Martínez.

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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pues aprovechando que hablaron de la tecnología y de lo que revisan en ese rubro que es sumamente importante. Mucha gente piensa que lo mejor es utilizar lo último que sale en el mercado, ¿verdad? Pero eso ya lo explicaron ustedes en forma muy adecuada, no es lo que ustedes revisan. Llama mucho la atención que el equipo de perforación que se utiliza está bastante sobrado. ¿sí? Son 9,000 metros si no mal recuerdo y el pozo va a 3,000. O sea, es tres veces más grande de lo normal. ¿El equipo es de Pemex?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- No. El equipo es de una compañía proveedora del servicio de perforación.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ok. El costo de los pozos va asociado con las tuberías de revestimiento, los lodos de perforación, los registros que se toman al pozo, núcleos, movimiento de materiales, etc., etc. Pero también una influencia importante es el equipo, ¿verdad? El coso de renta diaria del equipo. En esa parte cuáles son los comentarios que no pudieran dar de tener un equipo tan sobrado.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- El caso de que se tenga un equipo tan sobrado es precisamente el excedente de equipos que hay en el mercado por no tener, digamos, que los costos del crudo han bajado considerablemente y entonces las compañías ofrecen equipos incluso hasta con ese tipo de características para pozos que no requieren ese equipo tan, digamos, tan sobrado. Entonces son de las características que se manejan para hacer mucho más ágil los movimientos de equipos en determinado momento.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces nada más para claridad. Lo que estoy entendiendo es que este equipo tan sobrado cuesta igual que un equipo que pudiera ser el adecuado para perforar el pozo. No hay sobrecostos.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Así es, así es. No hay sobrecostos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Secretaria, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."

No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:

RESOLUCIÓN CNH.E.04.001/19 .

Resolución por la que la Comisión Nacional deHidrocarburos emite la autorización a Pemex Exploración yProducción para realizar la perforación del pozoexploratorio lchilan-lEXP.

ACUERDO CNH.E.04.001/19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X yXXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados enMateria Energética, 36, fracción I de la Ley deHidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra a., delReglamento Interno de la Comisión Nacional deHidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,emitió la Resolución por la que se autoriza a PemexExploración y Producción la perforación del pozoexploratorio lchilan-lEXP.

11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la autorización a Pemex Exploración y Producción para la perforación del pozo exploratorio Tema-lEXP.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva conla venia de la Comisionada Parres dio la palabra a la Ingeniera Lizeth Cruz �

Roldán, Directora de Área en la Dirección General de Autorizaciones de

i Exploración.�

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"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniera Cruz, por favor.

DIRECTORA DE ÁREA, INGENIERA LIZETH CRUZ ROLDÁN.- Buenos días Comisionada, Comisionados, compañeros de la Comisión. Con la venia de la doctora Parres, voy a presentar la solicitud de autorización para llevar a cabo la perforación del pozo exploratorio marino Tema-lEXP. Esta solicitud fue ingresada por Pemex Exploración y Producción, en este caso es el operador de esta asignación, el día 26 de noviembre del 2018. Se le notificó el oficio de prevención el día 11 de diciembre en el que se le solicitaban diversos faltantes y aclaraciones. El operador atendió el día 14 de diciembre y bueno, el día de hoy 24 de enero la sometemos a consideración de este Órgano de Gobierno. Esta solicitud se está presentando 7 días hábiles previos a los plazos máximos que marcan los Lineamientos de Perforación.

El fundamento legal es el mismo que se presentó para el pozo lchilan previamente aprobado en esta sesión del Órgano de Gobierno, por lo que voy a pasar a la siguiente lámina. Como datos generales del pozo, la palabra Tema tiene un origen náhuatl que significa el que sirve. Este pozo se encuentra ubicado en aguas someras del Golfo de México frente a las costas de los Estados de Veracruz y Tabasco. Puntualmente en la asignación AE-0009-3M-Tucoo-Xaxamani-01 cuyo Plan de Exploración fue aprobado por este Órgano en octubre del 2017. El Plan de Exploración consideraba en su escenario base un pozo y en su escenario incremental tres pozos. El pozo Tema está dentro del escenario incremental.

Está clasificado como 102 que es un pozo exploratorio en un nuevo campo. Tiene un tirante de agua de 37 metros. Su objetivo geológico es el Plioceno Inferior que lo espera encontrar en una profundidad de 1,929 a 1,945 metros desarrollados. Para el caso del Mioceno Inferior, a una profundidad de 3,683 y 3,716 metros desarrollados. Para el caso del Plioceno Inferior se espera encontrar un hidrocarburo, un tipo de aceite ligero de 34 grados API y para el Mioceno Inferior aceite mediano de 24 grados. Respecto a la temperatura y presión de los objetivos, presenta condiciones normales. La temperatura son 69 ºC para el Plioceno y 100 ºC para el Mioceno Inferior. Respecto a la presión, son 2,858 libras para el Plioceno y 7,182 para el


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objetivo del Mioceno. El pozo está planeado, tiene una trayectoria direccional tipo J. Va a tener un desplazamiento horizontal de 1,232 metros. Tiene una profundidad programada de 3,780 metros verticales y 4,105 metros desarrollados. El programa de perforación se planea iniciar este pozo el día 16 de febrero del 2019, terminar el 25 de abril, iniciar la etapa de la terminación el 26 de abril y concluirla el 26 de junio.

Durante la perforación del pozo se tiene considerado la toma de un núcleo en el objetivo del Plioceno Inferior y la etapa de terminación considera la realización de dos pruebas de producción con DST, una por cada objetivo. Las principales características del equipo es una plataforma auto elevable Cantarell II cuya capacidad de tirante de agua son 157 metros, la profundidad de perforación 9,144 metros, los preventores de 15,000 libras y una capacidad de alojamiento para 150 personas. Al igual que el pozo anterior, tiene capacidades logradas. Podemos ver en el mapa la ubicación del pozo y los pozos cercanos. Para el caso del pozo Yetic, Octli, Namaca y Cahua resultaron productores de aceite y gas en el objetivo del Plioceno Inferior. El pozo Teca-1 fue productor de aceite y gas en el Mioceno Inferior y el pozo Tonalli-1 resultó productor no comercial de aceite y gas en el Mioceno. Tienen en estimado un recurso prospectivo de 32 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico de 33%.

Bueno, respecto a la trampa les puedo comentar que a nivel del Plioceno Inferior es una trampa asociada a un anticlinal formado por extensión y movimiento de la sal con orientación Suroeste-Noreste, es una trampa tipo combinada. Y respecto al Mioceno Inferior, es una trampa con una estructura anticlinal alargada, la cual está conformada por cuatro bloques que están delimitados por una falla normal. Al Este y al Oeste está delimitada por la sal y al Norte y al Sur tiene cierres estructurales. Bueno, se tiene considerado que para las características de esta trampa un área prospectiva para el Plioceno de 1.5 km2 y para el Mioceno de 13 km2

• En la sección sísmica podemos ver que el operador observó reflectores sísmicos de interés previos a la entrada de la sal, por lo cual consideró cambiar la trayectoria previa documentada en el Plan de Exploración. En el Plan de Exploración se tenía una trayectoria horizontal, sin embargo, con la información de la sísmica decidió cambiar a una trayectoria direccional para tener una mejor posición estructural. También este pozo va a �


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atravesar una falla de desplazamiento normal a una profundidad de 1,400

metros verticales, la cual está considerada como sellante no conductiva y

no tendría por qué presentar algún problema durante la perforación.

También va a atravesar una secuencia de sal de aproximadamente 500

metros de espesor, la cual se encuentra entre el Mioceno Superior y el

Mioceno Medio. Los niveles del Mioceno Inferior donde se ubican los

objetivos del pozo corresponden a ambientes de talud litofacies y areniscas

de cuarzo de grano fino distribuidas en canales y lóbulos con características

de buena a regular respecto a la porosidad y permeabilidad.

Bueno, respecto al diseño del pozo el operador utilizó la información de los

pozos análogos, la columna geológica y condiciones del yacimiento.

Particularmente respecto al modelo geológico, se construyó integrando

velocidades sísmicas, datos medidos en pruebas de producción, pruebas

de goteo, eventos ocurridos en los pozos cercanos. Los principales eventos

de perforación de los pozos cercanos fueron resistencias, fricciones, en

menor proporción pérdidas parciales y algún atrapa miento en flujo. El pozo

está diseñado para perforarse en cinco etapas, considera tres etapas de

contingencia. La primera etapa de contingencia es si se llegara a tener

problemas operativos al momento de atravesar la falla. La segunda es un

liner adicional de presentarse problemas operativos a la salida de la sal y la

tercera es un liner adicional en caso de no alcanzar la profundidad total con

el liner inicialmente programado.

Bueno, en la imagen podemos observar la litología seguido de la columna

geológica y la ventana operativa. Podemos ver la presión de poro de color

rojo, el gradiente de fractura que es la línea azul, el de sobrecarga la línea

rosa, la línea de colapso que es la café y los esfuerzos mínimos y méiximos

de color naranja y negro respectivamente. También se muestran las

presiones de poro para cada una de las cimas que cortará el pozo. También

tenemos los valores de cada curva del modelo geomecánico a la

profundidad total programada. La ventana operativa del pozo perforará un

gradiente de presión normal equivalente al hidrostático desde el lecho

marino hasta más o menos una profundidad de 800 metros.

Posteriormente, se presenta un incremento gradual en la zona de

presiones anormales hasta la cima de la secuencia de salina. Al culminar la

secuencia, se encuentra una rampa de presión de poro del Mioceno Medio

que va de 1.45 a 1.51 gr/cm3• Se ha modelado el efecto de flotabilidad en

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los objetivos esperando un valor máximo de 1.20 para el Plioceno y para el Mioceno de 1.57. Con base en el análisis de las geopresiones de este pozo, las zonas donde se pueden presentar pérdidas de circulación son en las intercalaciones del Mioceno Inferior ya que se observa una disminución el esfuerzo mínimo vertical, que esta línea amarilla.

Como cumplimiento, los elementos de evaluación en cumplimiento con el artículo 32, este pozo está considerado en el plan. De ser autorizado y de perforarse, alcanzaría un 75% de cumplimento respecto a lo programado. Cumplió con los artículos, cumplió con los requisitos del artículo 27 de los lineamientos. El operador documentó cuatro escenarios para el diseño del pozo, eligiendo este como su mejor opción. Acreditó los elementos que permiten alcanzar los objetivos del pozo. Los estudios que presentó de riesgo someros y el estudio geotécnico le permitieron determinar la posición y la trayectoria del pozo para alcanzar los objetivos programados respecto a la estrategia de exploración. La utilización de la tecnología adecuada la perforación, bueno, como se comentaba pues el equipo con el que se va a realizar la perforación tiene capacidades sobradas y es acorde con los objetivos del pozo.

Respecto al cumplimiento del artículo 39 de los Órganos Reguladores Coordinados, con la información que se tome del núcleo y el conocimiento de la columna geológica se acelera el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. De ser exitoso, va a contribuir con la reposición de las reservas ya que tiene un recurso estimado prospectivo de 32 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Y bueno, utiliza la tecnología más adecuada, un ejemplo son los preventores que tienen una capacidad de 15,000 libras y se espera una presión en yacimiento de 7,182. Eso es todo, cedo la palabra el doctor Faustino.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Siguiente por favor. Muchas gracias ingeniera. Igual que en el pozo anterior, con fundamento en los artículos 22 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36 de la Ley de Hidrocarburos y 13 del Reglamento Interno de la Comisión pues se propone a este Órgano de Gobierno la autorización de esta solicitud que Petróleos Mexicanos nos envió del pozo exploratorio en aguas someras /Tema-1. c;;R


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias. Muchas gracias ingeniera, muchas gracias doctor. ¿Algún comentario? Doctor Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. Podrían poner por favor el perfil de donde están los gradientes de presión de formación, de fractura. La que sigue. Como que esta ha sido una presentación diferente a la que siempre estamos acostumbrados porque no tenemos las tuberías de revestimiento y tampoco tenemos la densidad del lodo durante la etapa de la perforación de la sal. Entonces voy a hacer preguntas respecto a esta situación. ¿Cuál va a ser la densidad del lodo para la parte de la sal que son, no sé cuántos metros son, pero parece que es 500 metros de sal, ¿verdad? Ahí generalmente se incrementa un poco con la densidad porque la sal es plástica y si no se mantiene en su posición pues puede atrapar la tubería y atrapar la tubería podría ocasionar hasta perder el pozo. ¿Cuál es la densidad que van a utilizar? Porque esta discontinua. Ahí no plantean ninguna densidad, ¿verdad? Pero es una cuestión de la presentación, obviamente que el operador sí mandó el programa completo. Y la otra pregunta es dónde asientan las tuberías, un poquito antes de llegar a después de salir de la sal y cuántos metros lo hacen, qué riesgos están tomando en esa parte.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Si me permite. Perdón, si me permite contestar esa parte. La densidad que se estima para esa zona es de aproximadamente entre 1.45 y 1.51 y normalmente las tuberías van 20 metros después de la masa salina y 20 metros antes de la entrada.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y ese 1.51 está por debajo, en los 10 metros abajo de la sal está por debajo del gradiente de fractura, mucho más bajos según se puede ver ahí.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Así es. Si, exactamente.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- El gradiente de fractura ahí lo manejan del orden, no alcanzo a ver aquí.


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DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- 2.05 aproximadamente.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es bastante buena ventana. Yo creo que está muy bien toda la presentación, nada más creo que en estas gráficas tienen que poner las tuberías de revestimiento y tener completo los perfiles. Yo sé que los tienen, pero la gente que nos está escuchando, que nos está viendo a lo mejor plantea que ahí van a sacar el lodo, ¿no? Que se sigue perforando con lodo y ahí las tuberías, etc. Porque todo lo dijeron bien, pero no está ahí dibujado.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Si, pero esos son los valores.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Ok, lo anotamos Comisionado para las próximas presentaciones por supuesto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Si, Ingeniero Zapata.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO CUAUHTÉMOC CÉSAR ZAPATA GONZÁLEZ.- A raíz de la pregunta que formuló el Comisionado Gaspar Franco, tengo frente a mí la evolución en cuanto a tiempos, reducción de los tiempos de atención a solicitudes y me gustaría hacer énfasis en esto porque es un esfuerzo de la Comisión de reducir los tiempos de atención a las solicitudes. Cuando los lineamientos fueron autorizados para el caso de pozos terrestres y aguas someras, los lineamientos establecían 50 días. En la primera revisión que se dio que se publicó en el Diario Oficial de la Federación en noviembre del 2017, pasamos de 50 a 40 días. La Comisión Nacional de Hidrocarburos hizo un esfuerzo por reducir aún más ese tiempo, es decir, hoy en día tenemos el compromiso o la meta interna de reducirlo a 25 días. Aún siendo 25 días, estamos siendo todavía más cortos que ese tiempo. Esta es una evidencia del esfuerzo que estamos haciendo parte acortar los plazos. Muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Franco.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Si, muchas gracias por los � datos, pero a ver. Son 25 días Y mi pregunta era, oye, me meto a hacer la


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ventana óptima para perforar, veo el diseño de las tuberías, determino el diámetro, grado, peso de las tuberías, analizo si los riesgos que me están diciendo sí son de acuerdo a esa área cuando hemos aprobado un montón de pozos en esa zona y ya sabemos de sus riesgos. Casi les puedo apostar que si nos ponemos a leer los riesgos someros de los pozos que nos vienen a solicitar dice lo mismo, ¿no? Porque es la misma zona. El tipo de equipos. Yo veo un equipo que es para 9,000 metros y voy a perforar 3,000, pues sí, la tecnología está sobrada. No sé si sea la adecuada, pero está sobrada, es la que hay. Entonces hay cosas como que - con todo respeto - yo siento que, aunque sí se estén bajando los tiempos, por qué no en una sentada de todo un día o de dos días o de tres días se pudieran revisar todos esos aspectos con este equipo interdisciplinario que comentaba el ingeniero coordina. Entonces ese es digamos el mensaje que quiero mandar aquí a nuestros equipos. Qué bueno que lo estamos reduciendo, se está demostrando, pero por qué no en lugar de 25, 10 días para un pozo. Porque cuando ponemos eso en la resolución de 25-30 días, se habla por el volumen de pozos que pudiera llegar y yo no sé si en el proceso se hace el dictamen por parte del ingeniero que integra los comentarios de los demás y pasa a su jefe para que lo revise tres días y luego le hace comentarios para que lo corrija dos y luego mandan al otro jefe para que lo revise otros tres días o cómo es el proceso. Mi mensaje es qué bueno que los están bajando, pero por qué no poderlos bajar más. Ese es el mensaje que yo quiero transmitir.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Yo quiero comentar algo al respecto Comisionado. Yo creo que ese esfuerzo ya se está haciendo. Incluso ahora que se determinó que nuevamente vamos a subir las autorizaciones a este Órgano de Gobierno, estamos enviando a los Comisionados ponentes con 10 días de anticipación a la fecha de vencimiento. Entonces precisamente ya vamos en 15 días digamos. No es así que 10 días puntual, pero en eso estamos precisamente y eso ya habíamos platicado con algunos de los Comisionados que ya tienen autorizaciones de pozos para presentarlo así, de 10 días antes de la fecha de vencimiento.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ok, bueno. Ahora sí que Secretaria Ejecutiva nos podría leer la propuesta de acuerdo."


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No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:

RESOLUCIÓN CNH.E.04.002/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Pemex Exploración y Producción para la perforación del pozo exploratorio Tema-lEXP.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra a., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a Pemex Exploración y Producción la perforación del pozo exploratorio Tema-lEXP.

11.3 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción, el Primer Programa de Trabajo y el Presupuesto asociado al mismo, presentados por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. en relación con el contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al maestro León Daniel Mena Velázquez, Titular de la Unidad Técnica de Extracción.

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"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro, por favor.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Muy buenos días Comisionada, Comisionados. Me permito presentar el dictamen técnico relativo al Plan de Desarrollo del área contractual Misión del contrato CNH-M3-Misión/2018 entre Pemex Exploración y Producción y Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V.

Con relación a la cronología del proceso, el operador SMB, Servicios Múltiples de Burgos, presentó el Plan de Desarrollo en junio del 2018. Esta Comisión solicitó información faltante en el mes de julio, la cual fue atendida con una prórroga incluida en agosto del año pasado y se declaró suficiencia en septiembre del 2018. Es importante mencionar que en el proceso fue necesario tener una serie de reuniones y se aceptaron los alcances de información. En los meses, esta información se refería básicamente a temas como acuerdos para los puntos de medición y el tema del fideicomiso que más adelante iremos detallando.

Con respecto a la ubicación y características del área contractual, IVlisión se encuentra entre los Estados de Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila y está dividido en dos polígonos, el polígono A y el polígono B que se encuentran en la imagen de lado derecho. Tiene una superficie de 1,692.752 km2 y la firma fue realizada en marzo del 2018 y tiene vigencia hasta marzo del 2043 (25 años). Es un Contrato de Exploración y Extracción bajo la modalidad de producción compartida entre Pemex Exploración y Producción con una participación del 51% y Servicios Múltiples de 13urgos con el 49%. Todas las formaciones están autorizadas para la Extracción, excepto las que se refieren a recursos no convencionales.

Son campos productores de gas y condensado y en la parte inferior se pueden ver los principales campos que son en total 18. Siendo un poco más

¡;' específico sobre las características de esta área contractual de Misión,Í cuenta con 196 pozos, la mayoría, 40, de gas seco, 115 que es de gas

húmedo, 18 de gas y condensados, 21 cerrados con posibilidades y 2 inyectores. La profundidad oscila entre los 1,400 y 3,400 metros verticales. Se explota en Eoceno y Oligoceno y las formaciones en las que están

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ubicados estos yacimientos es Wilcox, Recklaw, Queen City, Cook Mountain, Yegua, Vicksburg, Frío y Jackson. En la imagen del lado derecho se puede ver en colores fríos estas formaciones, cómo están ubicadas en el polígono del lado derecho y las formaciones Cook Mountain, Queen City, Recklaw y Wilcox se encuentran del lado izquierdo en el esquema. El espesor bruto pues oscila entre los 26 a 80 metros, el neto de 3 a 15. La densidad de los condensados es de entre 50 y 56 grados API. La presión inicial oscila de los 527 de los 93 kg/cm2 • La presión actual es de 481 y hasta 38 kg/cm2

• La producción al cierre del 2018 fue de 73 millones de pies cúbicos por día y 479 barriles por día de condensado.

Como relación al objetivo del Plan de Desarrollo que estamos presentando, se prevé la perforación de 67 pozos, 196 reparaciones mayores en que puede haber posibilidad potencial de dos o hasta tres intervalos en función de los resultados. Se prevé la construcción de líneas de recolección, mantenimiento de la infraestructura existente que ya inició, más adelante comentaré este tema, inversiones para la mejora de los sistemas de medición, calibración de tanques, instalación de equipo adicional para mejorar las condiciones de medición. Se tiene previsto el abandono de pozos e instalaciones. En total la inversión que considera toda esta actividad a lo largo del periodo 2018-2030, que es el límite económico, es de 487 millones de dólares para recuperar un total de 217.8 miles de millones de pies cúbicos de gas y 1.06 millones de barriles de condensados, repito, en el periodo 2018-2030. Del lado derecho solamente nos pareció un dato interesante, no tiene nada que ver con el análisis técnico, pero este es un registro de resistividad de 1937 relacionado con el campo Misión. Entonces lo encontramos por ahí en los documentos históricos durante el análisis y ahorita vemos porqué, cómo ha sido toda esa trayectoria. Adelante por favor.

Con respecto a las actividades, mencionaba que se tienen previstos 67 pozos nuevos de desarrollo. Se ve en el cronograma que están cargados en los primeros años y aquí vale la pena mencionar que los tres primeros incluso ya tienen los permisos necesarios para iniciar la perforación. En cuanto a las reparaciones mayores que son 196, pueden ver en la gráfica que 14 ya están realizadas en el 2018 y ahorita explico un poco el proceso de actividad y bajo el amparo de qué se encuentra ahorita operando en las / siguientes láminas. Se prevé las modificaciones de las estaciones Arcabuz, r::;,JV

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Cali, Forcado, Santa Anita y esto ya lo iniciaron, han trabajado en cambios

en la instrumentación, han hecho modificaciones, han cambiado las placas

de orificio de sus medidores, se ha estado trabajando en mejorar los

sistemas de medición. Asimismo, se prevén mejoras en los sistemas,

adecuaciones en sus líneas y la actividad está prevista iniciar desde el 2019

en función de la autorización del Plan de Desarrollo.

Con respecto al volumen original, en la parte de arriba muestro cuál es la

lP, 2P y 3P tanto para gas y condensado, señalando que la certificación, la

última certificación que se tiene es del 1 de enero del 2018 y actualmente

por ejemplo en el tema del gas ya se tiene un factor de recuperación del

52%. Y entonces pongo esa tabla para que sirva como referencia y señalar

que el volumen a recuperar al límite económico como lo propone en este

Plan de Desarrollo es de la siguiente manera. Se considera que se

recuperará el total de las reservas lP, el 50% de las reservas probables (las

2P) y el 30% de las reservas posibles. Por eso el Plan de Desarrollo tiene

considerado un volumen intermedio entre 2P y 3P, esa es la razón del valor

de 217.8 y 1.06 en el tema de condensados.

¿cómo llegamos al caso propuesto que en este caso sería el caso 1 en color

azul? Se plantean tres alternativas. El caso voy a empezar con el 2 que sería

el diseño de pozos con un distanciamiento tradicional. Entonces,

considerando las condiciones como se ha venido explotando, este caso 2

sería digamos los distanciamientos tradicionales. Ellos están proponiendo

que van a espaciar los pozos y van a meter cierta tecnología, ahorita

menciono por ejemplo tubingless, algunas de estas características. Están

pensando en hacer el fracturamiento hidráulico y meter apuntalantes. Y si

esto funciona, nos iríamos por el caso 1, el cual va a ser evaluado en los

primeros pozos. Si no se están dando los resultados y el espaciamiento no

es el adecuado, entonces aplicaría el caso 2 que es digamos la distribución

tradicional. Y el caso 3 es interesante desde el punto de vista que hacen

una sensibilidad porque recordemos que estamos en un proyecto de gas y

condensado y entonces dicen si el precio incrementa podemos mejorar la

rentabilidad e incluiríamos 10 pozos que buscarían campos que en este

momento no son rentables dado las condiciones, la ubicación y el precio

del gas.

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'"º de Gob;emo Cuarta Sesión Extraordinaria 24 de enero de 2019

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Entonces un resumen el caso 1 es la mejor apuesta en cuanto a mejorar ladistribución y aplicar la tecnología. Si eso da resultado, se puede migrarmás adelante hacia el caso 3 en función de un incremento en el precio queactualmente, bueno, están considerando del orden de los 3 dólares pormillar de pie cúbico. Y si esto no diera resultado, pues también tienen laalternativa de replantear la distancia entre sus pozos que es el caso dos.Como pueden ver, y mencionaba en el caso anterior, la producción tantode gas como condensado pues anda del orden con estos criterios del 100%de la 1P, el 50% de la 2P y el 30% de la 3P y el caso seleccionado es elnúmero 1 que presento ahí los indicadores el VPN del proyecto que seríade 102 millones de dólares. Y comparado con el caso 3 que, repito, sería elcaso 1 potencializado en función de una mejora del precio en el cual estosproyectos de gas son muy sensibles. Entonces dejo en pantalla losindicadores de VPN y la relación de VPN/VPI del proyecto y más adelanteretomó el tema de los indicadores, pero ya considerando el análisis quehace la Comisión a través del área de evaluación económica.

Mencionaba que esta es la historia en producción de Misión. Inició suexplotación en 1935 y Pemex fue el operador hasta el 2003 y ahí se ve elcomportamiento en color amarillo de la producción histórica de gas y encolor verde la de condensados. Posteriormente en el 2003 pasa a ser unContrato de Obra Pública Financiado donde PEP sigue siendo el operador ycomo contratista opera Servicios Múltiples de Burgos durante esos 15años. Entonces SMB tiene conocimiento pues desde el 2003 de lo que es elcampo y se puede ver el reflejo del COPF precisamente en las gráficas deproducción. Y en el 2018 ya se convierte en un Contrato de Exploración yExtracción, de marzo del 2018 al 2043, donde Pemex tiene unaparticipación del 51% y 5MB del 49% como operador.

Entonces regresando los tres casos que presentan en el Plan de Desarrollopropuesto, se gráfica en el mismo color como están presentado, el azul, elamarillo y el verde, donde el caso seleccionado es la línea azul como podránver y reitero son proyectos de gas, ese es el perfil y la recuperación envolumen es muy similar, pero en este caso el caso 1 es de 217.8 miles demillones de pies cúbicos. Y para el caso del condensado, de igual manera lagráfica en color azul es el caso 1 seleccionado y es de 1.06 millones debarriles.

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Si bien, y ya los mencionamos en las características al inicio, el área

contractual es productora de gas natural no asociado, por lo que no le

aplican las disposiciones. Quisimos presentar la lámina que nos ingresaron

en la información porque se ve el volumen de transferencia o venta para

un mejor entendimiento, la capacidad de manejo y discretiza entre la

producción de gas, lo que es el autoconsumo y la transferenci21 para

asegurar que se alcanza el 99.98% del aprovechamiento. Reitero, es un

área contractual productora de gas natural no asociado.

Si bien es un campo que ha sido explotado durante todos estos 80 años por

Pemex y los últimos 15 en consorcio con SMB o conociendo el campo SMB

también, quisimos traer un comparativo de los factores de recuperación

tomando en cuenta campos análogos, que sean de gas, que sean

terrestres, que tengan ambiente deposicional costero y litología de arenas.

Tomamos los principales campos que están en la tabla del lado izquierdo y

sus factores de recuperación en porcentaje y entonces se fueron ubicando

de tal manera que este punto sería la PlO, este punto azul sería la PSO y el

punto rojo la P90 porque pues es un conjunto de campos. Entonces bueno,

pues aquí estaría el PSO con un factor de recuperación de 73% y se

graficaron con estas características y nos arrojó de la base de datos que

utilizamos como referencia pues todos estos campos de diferentes partes

del mundo con características como están descritas aquí abajo. Como

podrán ver, pues de los campos más altos andan arriba del 90% de factor

de recuperación y en el caso de Misión se espera alcanzar hasta el 73%

considerando una PSO de todos sus campos. Repito, es un campo bastante

maduro, pero pues no quisimos dejar de ver en qué rango andaba

actualmente su propuesta de 52% a 73%. Adelante por favor.

Este es un esquema de la ubicación y distribución de los puntos de

medición. En color rojo están los 14 puntos aprobados que son los puntos

provisionales que mediante la resolución CNH.E.08.002/18 fueron

aprobados. Y entonces le pusimos estos números en rojo para su fácil

identificación y además están los puntos de la parte de condensados. Aquí

es importante mencionar, aquí está el polígono A y el polígono B, en línea

azul se identifican. Aquí es importante mencionar que esta línea, la

(Í' principal en color rojo, es una línea que depende de Pemex Logística.

Entonces, como podrán ver y ahorita entro a mayor detalle para explicar el

tema de puntos de medición y manejo de la producción y comercialización.

Ócgaoo de Gob;emo Coarta Ses;ó" E<tcaocd;",c;a 24 de eoeco de 2019 J

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Como podrán ver, algunos de estos campos llegan a baterías que estándentro de los polígonos y entregan directamente, se conectan a este ramalque acabo de mencionar que es de Pemex Logística y en algunos casosprimero pasa a una instalación de Pemex y luego llegan a este ramal quefinalmente convergen en kilómetro 19. Entonces ese antecedente me sirvepara explicar cómo están los puntos de medición.

Para empezar pues son puntos de medición provisionales, estánaprobados, todas estas son las instalaciones. Estoy hablando de la tablaque está del lado derecho en la parte inferior, aquí están todas lasinstalaciones. Para el gas utilizan placas de orificio y para el condensadoCoriolis. Están las identificaciones. Estas son las ubicaciones de cada unode estos 14 puntos para gas y 2 para condensados y entonces en puntosverdes trato de señalizar la frontera cuando es entre el operador directo yPemex Logística y en color morado cuando hay una frontera entre PEP yPemex Logística, digamos entre los dos. Entonces se utiliza en algunos.Aquí en punteado verde están señalados dónde está el manejo decondensados que es la Estación de Recolección Cañón y la Estación Comitasy todas las demás líneas amarillas es el manejo de gas. En algunos casostanto el agua como la medición con tanque se realiza en tanque para loscondensados, los cuales son transportados hasta estas estaciones que yamencioné. Entonces aquí se tiene una medición precisamente en el tanquey posteriormente la que está autorizada en las Estaciones Comitas y Cañónpara el tema de condensados y lo demás va fluyendo como platicaba hacialos duetos recolectores y de ahí hacia el Km. 19. Así es como estánoperando y esto es lo que se le denominó la etapa 1 y es como actualmentese tiene previsto seguir operando.

¿Hasta cuándo? La etapa 2 que se tiene prevista hasta máximo el año 2023.Y es que recordemos que esta área maneja gas húmedo principalmente yesa línea de recolección igualmente es de gas húmedo, convergen más de100 corrientes ahí que van hacia el Km. 19. Entonces lo que se propone enel corto plazo es que a través de acuerdos y también salvando los queactualmente están vigente con Pemex que es cómo están operando y unavez que se concluya eso hacer nuevos acuerdos con Pemex Logística parapoder llevar toda la producción hacia el C.P.G Burgos de tal manera que ahíse entregue el gas y pueda ser eliminado el agua y además pues se tengan �

í,gaoo de Gob;emo Cuarta Sesión Extraordinaria 24 de enero de 2019

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Hidrocarburos

los puntos para la comercialización a través de los comercializadores

oficiales del Estado. Y eso pues está previsto como máximo hasta el 2023.

Precisamente la comercialización en esta etapa 2 es para diversificar las

opciones de compradores y se busque maximizar los ingresos. Repito, estos

proyectos de gas son muy sensibles a los precios del mismo y pues se han

hecho análisis tanto poner deshidratadoras o hacerlo en un solo punto y

obviamente la rentabilidad pues inmediatamente se ve afectada. Por eso

se están viendo estos esquemas y estas diferentes etapas.

Con respecto al Programa de Inversiones separados en desarrollo,

producción y abandono, se tiene prevista la perforación que es el rubro

más importante, el de 135.04 millones de dólares en la parte de desarrollo

y la operación de sus instalaciones de producción con 126.25 son los rubros

más importantes, además de que está considerado 37.58 para el

abandono. Como podrán ver, es una distribución entre el 45% desarrollo,

48% de producción y 7% para el abandono.

Este monto de 487 que está en la parte superior es precisamente el total

de las inversiones y gastos del proyecto. Pero veámoslos en términos de

res1,1ltados, el valor de los hidrocarburos que sería la multiplicación de la

producción por el precio en el horizonte que se está presentando sería de

716 millones de dólares que es lo que está en la parte superior. Si le

descontamos el costo de los 487, queda una utilidad de 230 y esa utilidad

se divide en la utilidad a favor del Estado que representaría el 157 millones

de dólares que es el 69% y la utilidad para el operador de 72 millones de

dólares que sería el restante 31%. Con eso se presentan los indicadores, el

valor presente neto después de impuestos y contraprestaciones que sería

de 51 millones de dólares y el valor presente antes de impuestos que sería

de 157 millones de dólares. El valor presente de la inversión 73 y la relación

VPN/VPI de 0.7.

Teniendo presente estos datos, mostramos una gráfica para complementar

el análisis donde la línea continua en color oscuro es el valor de

hidrocarburos, pero ya separado por años. En color azul claro están los

costos totales en cada año. Por ejemplo, aquí voy a retomar de referencia

este que tiene un valor negativo para el contratista. Este sería el costo que

se considera en el 2019 previendo que ahí se va a hacer una gran parte de

la actividad prevista. Entonces bueno, sobrepasa la línea del valor de los


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hidrocarburos. La parte del cuadrito negro serían los ingresos del Estado y en este año particular el flujo del contratista pues es negativo dada las inversiones, lo cual va a ir mejorando como pasen los años y de ahí si sumamos los cuadritos amarillos serían los 72 millones de dólares que mostrábamos que representan el 31% del contratista y todo lo que está en negro son los ingresos del Estado ya descontando los costos del proyecto. Los supuestos, y ahí hay una variación importante con respecto a los indicadores que presenta el contratista, nosotros los ponemos aquí muy claramente. El precio del condensado, el precio por millar de pie cúbico del gas, la tasa de descuento, tipo de cambio 20 pesos por dólar y la participación del Estado en la utilidad operativa del 35% de acuerdo al contrato.

También se incluye un análisis de sensibilidad y aquí podrán ver lo que he estado mencionando. Considerando un precio de gas de 3 dólares por millar de pie cúbico, el valor presente neto estaría del orden de los 50 millones de dólares a una tasa de descuento del 10%. Si el precio del gas bajara a 2.5, el VPN sería de cero. Entonces la viabilidad económica se mantendría hasta precios de 2.5 dólares. Cuando hacemos la sensibilidad con lo que presentó el contratista pues igual en muchos escenarios se hacía negativo con solo estar fluctuando o costos o precio del gas. Y del lado derecho está un análisis igual de variabilidad con respecto a los costos. El escenario base digamos es considerando la línea negra que es considerando un precio de gas de 3 dólares por millar de pie cúbico. Si consideráramos un costo de producción de 2.1, pues el VPN - repito - sería de 50 millones de dólares a una tasa de descuento del 10%. Pero simplemente con que esto se incremente este costo que suba de 2.1 a 2.4, 2.5 más o menos por aquí, el VPN sería de cero. Repito, estoy referenciando con el escenario base que es la línea de color negra que representa los costos de 3 dólares por barril. O sea, también es muy sensible a la variación de costos de producción. Si, por favor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo tengo una pregunta. O sea, si lo vas mandar al Centro Procesador de Burgos quiere decir que tiene propano y butano, sino no tendría ningún sentido. Quitarle el agua no lo puedes hacer de otra manera más sencilla. Entonces tú tienes tres


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productos. O sea, tienes los condensados, tienes el gas LP, o sea propano ybutano, y tienes el gas seco. De acuerdo al cálculo así rápido es 98% de gashúmedo al salir. O sea, los condensados no son tan grandes. O sea, deacuerdo a los números que pusiste allí de producción total de - ¿qué era?- un millón de barriles de condensados contra 140 miles de millones de gasnatural. Te va a dar 98% más o menos. Pero nunca hablaste de qué tantopropano y butano tiene y qué tanto importa a la hora en que haces todo elanálisis financiero, porque cuesta diferente el gas seco a 3 dólares a el gasseco más lo que condensaste como gas LP. Entonces cuál es la composicióndel gas.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIELMENA VELÁZQUEZ.- Traigo un valor en la mente como de 70% de metano,pero preferiría que dieran el dato correcto.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO.Bueno, tenemos una composición de un análisis cromatográficojustamente de Arcabuz y en Arcabuz tenemos 98.3% de metano, etano0.7%, nitrógeno 0.1%, propano y butano ya son 0.1%, 0.8%.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, que no hace peso.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO.Metano de este yacimiento muy particularmente, de este campo deArcabuz. Particularmente son 18 campos, pero básicamente es gas seco.Esto ya es separado del condensado y es el 98% de metano.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Ok. Otra vez,generalmente de lo que yo entiendo en Burgos no van a separar el etano.O sea, lo van a juntar con el metano a la hora de sacarlo. Entonces ahí novas a obtener un precio adicional, lo vas a vender el etano precio demetano y luego me dices y lo otro no hace figura.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO.- Si,no.

;{"' COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Ok, ok, gracias.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIELMENA VELÁZQUEZ.- La que sigue por favor, gracias. Con respecto al


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cumplimiento normativo es importante señalar que se tiene que revisar,atender y verificar que se dé cumplimiento tanto a la Ley de Hidrocarburosen los artículos 31 y 44, a la Ley de Órganos Reguladores Coordinados enMateria Energética, artículo 39, el cumplimiento de los Lineamentos dePlanes que se mencionan ahí de los que se va haciendo una verificaciónpuntual, Lineamientos Técnicos en Materia de Medición y mencionábamosahorita algunas de las características más importantes y por supuesto elcumplimiento al contrato.

Derivado entonces del análisis, las actividades que se revisaron quepropone el operador buscan desarrollar un mayor conocimiento de los 8yacimientos principales, lo cual tendrá como resultado acelerar eldesarrollo del potencial petrolero. El factor de recuperación previsto es de52% a un 72% como veíamos en las gráficas con el PSO. Derivado de losresultados, a la perforación de pozos de desarrollo y las reparacionesmayores y menores, se permitirá sustentar las reservas 3P como garantesde la seguridad energética y el uso de tecnologías como automatización delas estaciones, surfactantes, protección anticorrosiva por medio deinhibidores, la perforación con tubería de revestimiento que es eltubingless, cementos livianos, entre otras, se consideran adecuadas yretadoras para la exploración y extracción de hidrocarburos en el áreacontractual Misión. La que sigue por favor.

La propuesta está orientada a promover el desarrollo de las actividades.Mencionábamos que incluso hay una alternativa donde en función de losprecios se puede mejorar la propuesta para zonas no drenadas aún oalejadas de estos yacimientos, en función de la rentabilidad por supuesto.La estrategia presenta un Programa de Inversiones acorde con lasactividades consideradas en el plan. Por ser un área productora de gasnatural no asociado no le aplican las disposiciones como tal, sin embargo,se presenta cómo esperan hacer el uso y distribución del gas. Y sepresentaron los puntos de medición para gas y condensados, reiterandoque pues sus 14 puntos para el gas y 2 dos de condensados ya previamentehabían sido considerados aprobados como puntos de medición provisionalde acuerdo al artículo 42 de los lineamientos técnicos. Entonces resultadode este análisis nosotros técnicamente lo vemos en sentido favorable, peroce?o la palabra al Comisionado o si quiere continuamos con el tema del �primer programa.

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COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Bueno, solo quiero - si me lo permiten colegas - reconocer y agradecer el esfuerzo del equipo por el análisis en este tema. Y para efectos por supuesto primero de entrar a sus comentarios si los hubiera y demás, pero preguntarle Comisionada Alma América si votaríamos primero en su caso este Plan de Desarrollo para la Extracción y después entraríamos al Primer Programa de Trabajo y al presupuesto o quieren que continuemos en la exposición de estos dos temas.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Creo que normalmente lo que hacemos es continuar y al final votar por el plan y después los programas. O sea, si gustan, ¿lo ven bien Comisionados? Perfecto.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Si me permiten para el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto que abarcaría los años 2018 y 2019, le voy a pedir al maestro Alejandro Fernández que es Director del Área de dictámenes que nos ayude con la presentación.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO.Gracias Titular. Comisionada, Comisionados, muy buenas tardes. Entonces continuaremos con el Primer Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019 presentado por el operador Servicios Múltiples de Burgos, contrato CNH-M3-Misión/2018 en conjunto con Pemex Exploración y Producción.

La relación cronológica, bueno, se presenta en conjunto de acuerdo al contrato con el Plan de Desarrollo, el Programa de Trabajo y el presupuesto. Tiene la misma secuencia de eventos, la presentación, la prevención que se hace igual para los dos temas, la atención a prevención, la suficiencia posteriormente y el día de hoy la presentación al Órgano de Gobierno. El área ya la vimos ahora descrita en el Plan de Desarrollo, entonces la voy a brincar.

Ok. ¿Entonces cuál es el objetivo y cronograma de actividades para este Programa de Trabajo y Presupuesto 2018-2019? El objetivo es perforar. Se van a hacer 17 pozos nuevos perforados, se van a hacer un total de 52 reparaciones durante este lapso de tiempo. Se va a dar mantenimiento a pozos y sus líneas de recolección, al igual que infraestructura existente y se va a iniciar también durante este periodo con el abandono de pozos y sus


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líneas correspondientes. El presupuesto de desarrollo, producción yabandonó contemplado para cubrir con estas actividades es de 128.49millones de dólares, recuperando un total un pronóstico de producción degas de 45.8 miles de millones de pies cúbicos y 202,700 barriles decondensado. Las actividades descritas en este Programa de Trabajopropuestas por el operador, como les mencionaba, es perforación depozos, reparaciones mayores, modificaciones en Estaciones Arcabuz, Cali,Forcado, Santa Anita, al igual que la implementación de sistemas deautomatización como lo es Telemetría y Scada, algunas modificaciones enlos puntos de medición y mejoras, adecuaciones y redireccionamiento delíneas, al igual que van a trabajar en su SASISOPA, Sistema deGerenciamiento de Riesgos.

Dentro del Plan Provisional cabe mencionar y aquí acoto un poco. Ya setienen aprobados 3 pozos de los 17 que están contemplados deperforación en su Plan Provisional, de los cuales ya ese monto ya fueaprobado. Solamente se contemplan en este Programa de Trabajo paraque estén considerados por los tiempos. Se van a iniciar en enero 2019 elprimer pozo, febrero perdón 2019 el primer pozo y así en los mesessubsecuentes un pozo por mes que ya fueron aprobados y ese monto estáseparado de este Programa de Trabajo, aprobado en el Programa deTrabajo. No está doble, correcto. Al igual que las 14 personas mayores quefiguran en el año 2018 ya fueron ejecutadas y vienen de la aprobación delPlan Provisional. Solamente quería hacer la nota. Siguiente.

Este es el pronóstico de producción como les comentaba. La línea amarillagas, tenemos una producción inicial alrededor de 55 millones de piescúbicos con lo que estamos iniciado, con lo que iniciaron perdón en marzo2018. Al día de hoy enero 2019 estamos alrededor de los 65 millones depies cúbicos para finalizar cerca de los 100 millones de pies cúbicosderivado de las acciones que se están ejecutando. Al igual que elcondensado, inician con una producción aproximada de 20 barriles por díapara finalizar casi con 500 barriles por día de condensado de esta áreacontractual Misión, acumulando al final de este periodo de marzo 2018 adiciembre 2019 con 45.8 miles de millones de pies cúbicos de gas y 201,700barriles en esta etapa.

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Respecto al presupuesto de estas actividades, entonces lo podemos dividir en tres actividades principalmente que es el desarrollo, producción y abandono, contemplando un total general de 128.49 millones de dólares como lo presentaba dentro del objetivo, considerando diversas actividades en desarrollo. Como ya les comentaba, construcción de instalaciones, intervención, perforación, seguridad, salud y medio ambiente. En el tema de producción tenemos duetos, tenemos algunos conceptos como general, intervención de pozos, operación de instalaciones de producción, pruebas de producción, seguridad, salud y medio ambiente, al igual que el desmantelamiento de instalaciones en la parte de abandono donde es principalmente pozos y sus líneas de descarga.

Dentro de la evaluación interna que se hace al interior de la Dirección General de Estadística y Evaluación Económica, nos pone acá podemos observar rangos de referencia de sus costos debido a que es un Contrato de Producción Compartida, lo cual resulta bastante interesante e importante en este momento. En la barra superior, la gráfica superior, tenemos el tema de desarrollo donde se manejan rangos de precios en este ejemplo muy particular entre 72 y 95 millones de dólares, siendo que el monto que se obtuvo al interior es de 79 millones de dólares, por lo cual está en referencia el tema principal. Al igual que en la gráfica inferior, en el tema de producción el total de toda la producción que es 44 millones de dólares, vemos que al interior tenemos un rango de precios entre 40 y 53 destinado con la actividad que van a hacer en el área.

Finalmente, el cumplimiento. Se le dio revisión al cumplimiento a la normativa aplicable. Tenemos cumplimiento al artículo 39 de la ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética en sus fracciones 1, 11, 111, IV, VI y VII al igual que al contrato las cláusulas 8.1, 10.1, 12.:J., 12.3, 15.2, 16.4, 19.1 y 19.4 del contrato y muy importante el articulo 42 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos al igual que el anexo VII, el cual habla del Programa de Trabajo y Presupuesto. En el cual, se contempla estamos verificando que se cumpla con que se acelere el desarrollo del conocimiento y potencial petrolero del país, elevar el factor de recuperación como lo vimos en los pronósticos de producción y en su factor de recuperación general en el Plan de Desarrollo. Hay reposición de reservas de hidrocarburos. Utilizan tecnologías más adecuadas para la extracción de hidrocarburos siendo diversas tecnologías


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que se presentaron por el operador. Se promueve el desarrollo de las actividades de extracción de hidrocarburos del país y se da cumplimiento a este artículo 42 de los Lineamientos de Medición.

Como conclusiones de este Programa de Trabajo entonces aceleran el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero. El pronóstico de producción propuesto prevé recuperar un volumen máximo de hidrocarburos de acuerdo a la estrategia que plantea el operador de 45.8 miles de millones de pies cúbicos y 201,700 barriles de condensado durante este periodo. Se propone uso de tecnología adecuada para la perforación y terminación de pozos, al igual que infraestructura. El área contractual es productora de gas no asociado, por lo cual las disposiciones técnicas en materia de gas no son aplicables y le da cumplimiento a este artículo 44 de medición.

Respecto al presupuesto, y tomando como requisito el complemento la cláusula 12.1 y 12.3, el presupuesto es congruente con el Plan de Desarrollo que ya vimos anteriormente que va a ser aprobado por la Comisión. Se analiza que las actividades planteadas corresponden a los montos y es adecuado a las actividades del Programa de Trabajo. Es consistente con los requisitos del contrato y le da cumplimiento a estas dos cláusulas 12.1 y 12.3 y se enmarca en las mejores prácticas de la industria de acuerdo a su estrategia de explotación. Y finalmente entonces se propone por la parte de la Dirección Técnica en sentido favorable .

. COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ok. No sé Comisionado ponente, ¿algún comentario?

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- No, no, adelante con los comentarios que ustedes tengan.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Tengo una pregunta. De acuerdo al mapa que presentaron ustedes, esta área contractual llega hasta la frontera con los Estados Unidos y algunos de los pozos que se alcanzan a ver están muy, muy cerquita de la frontera. Entonces la pregunta es ¿checaron ustedes si están cumpliendo con los requisitos de .,( los yacimientos transfronterizos?. �--

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TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- No, la verdad es que no tengo identificado algún requisito adicional.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, nosotros hemos firmado un tratado con Estados Unidos de la explotación de yacimientos transfronterizos, donde si yo perforo, no me acuerdo de la cantidad.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Cierta distancia.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- A distancia. Menos de 1 km de la frontera tengo que dar aviso a la contraparte en los Estados Unidos. Si el depósito o digamos el campo descubierto es transfronterizo, debe haber un Programa de Unitización.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Quizá yo puedo contestar. En el caso de estas áreas, lo que se verificó en su momento es ele que ningún yacimiento fuera transfronterizo e inclusive por eso se hizo en este caso una separación en esta parte para que no hubiera esa posibilidad. O sea, lo que pasa es que aquí no marcaron los campos, los yacimientos, pero en el caso de que hubieran marcado los yacimientos, ningún yacimiento está marcado cercano totalmente en la frontera de México con Estados Unidos. Y en este caso aquí se hizo el recorte del área para precisamente evitar el asunto de un posible yacimiento transfronterizo. Pero digo, si ustedes lo verifican y ahí sería un encargo hacia el área, es de que pusieran los campos. O sea, sí, los campos.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- En cuanto a las formaciones, sí identificamos que habían por ejemplo Frío que son las más cercanas. Las demás todas están dentro de polígono A y B hacia el interior.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Igual este tipo de yacimientos normalmente son yacimientos compartamentalizados en donde están delimitados por fallas y no hay una continuidad totalmente, no hay continuidad así, sino que están fallas y al final de cuentas están muy bien delimitados por esas fallas. Pero digo, en su momento sí se


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delimitaron muy bien estas áreas para que no hubiera ese riesgo, pero sí sería muy importante que se marcaran aquí los campos y que se verificara.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Si, lo podemos hacer sin problema y se los compartimos.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pero sí es importante doctor decir, doctora, colegas, que de momento no hay evidencia técnica de que el yacimiento pueda ser compartido, que esa es la razón fundamental del tratado. ¿No? Si hubiera esa evidencia, entonces tendríamos en efecto que hacer la notificación. Más allá de la distancia que pueda tener el pozo más cercano a la frontera, lo cierto es que hoy por hoy no existe evidencia por las razones técnicas que ya dijo la Comisionada de que este yacimiento o algunos de estos yacimientos pudiera ser compartido.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO.- Si puedo complementar un poco el tema desde el punto de vista técnico. Recordemos un poquito que es gas en arenas de baja permeabilidad. Entonces los radios de drenes convencionales como algo de lo que platicaba el titular son de 400 metros aproximadamente. Las mejoras que se quieren implementar llegarían a 700 metros. Estamos todavía lejos de la frontera, el pozo más cercano todavía no llega a la frontera. Por lo que sí se verificó, el operador comenta que no hay yacimientos compartidos y sí hay una verificación. Tendríamos que revisar al interior con UATAC también se haría esta revisión interna, pero bueno, lo vamos a hacer.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Titular de la Unidad Jurídica, por favor Ramón.

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEU ARROJO.- Muchas gracias Comisionada. Únicamente hacer una pequeña precisión. El acuerdo de yacimientos transfronterizos que tenemos celebrado que fue ratificado en el 2012 que menciona el Comisionado Moreira es únicamente aplicable a aquellos yacimientos que se encuentren en la frontera marítima en el Golfo de México. No sería aplicable en el caso de yacimientos que se encuentren en tierra, así lo dice la cláusula 1.2 que /es el objetivo del acuerdo. t:/('


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí. Pero independientemente, en este caso sí se trató de que no hubiera esa continuidad. Si, doctor Martínez por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. Comentarios generales. Vimos que este contrato tiene situaciones de debilidad en el sentido que si hay cambios en precios, si hubiera cambios en los costos de operación, si los pronósticos de producción no fueran los que deberían, rápidamente se puede convertir en un proyecto ganador, que es ganador pero con muy poco, a un proyecto perdedor. Dicho eso como antecedente, la pregunta es de los 8 yacimientos ¿cuáles son de gas y condensado? El que tengo bien claro es Misión, ¿no? Misión es de gas y condensado. Y digo, y para la claridad de la exposición, cuando se habla de yacimientos de gas y condensado no quiere decir que los pozos producen gas y condensado, significa que están en una posición específica dentro del diagrama de Facies que generan condensados en el yacimiento. Y la práctica o la mejor práctica internacional es evitar que esos yacimientos caigan por debajo de la presión de rocío para no perder condensados en el yacimiento.

Entonces bueno, a lo mejor muchos pozos producen condensados, pero no vienen de yacimientos de gas y condensado, generalmente pueden ser yacimientos de gas. Estos yacimientos son muy viejos, nos presentaron por ahí un registro geofísico del año 1937 y seguramente no sé si haya otro pozo además, otro campo, otro yacimiento además de Misión que sea de gas y condensado. Pero si fuera Misión el único, seguramente que hay condensados atrapados en el yacimiento. Cuando hablamos de yacimientos de gas, casi nunca pensamos en recuperación secundaria y mejorada, pero si tuviéramos en Misión bancos de condensado, una posibilidad podría ser inyectar gas seco y recuperar parte de esos condensados. Pero también vimos en el desarrollo del diagrama, más bien el flujo de efectivo, que en los primeros años el operador pone dinero. Entonces pedirle al operador que no venda el gas, sino que lo reinyecte en un yacimiento para sacar condensados, lo que hace es que le lleva el dinero mucho más adelante y lo pueda hacer incosteable. ¿Sí? Entonces bueno, mi postura es que debemos aprobar tal y como está el plan y yo estoy totalmente de acuerdo, pero necesitamos hacer análisis adicionales. No sé si hay otro además de Misión de los yacimientos que constituyen este


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contrato que son 8. Misión es de gas y condensados. ¿Qué otro hay de gas y condensado?

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO.Efectivamente doctor Comisionado, gas y condensado sólo tenemos a Misión. Gas húmedo Géminis, Santa Anita, Presa y Arcabuz gas seco, es el único.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero son diferentes, esos no tienen necesidad, pero gas y condensado sí. Entonces Misión creo que debemos hacer un análisis - claro, es posterior, no tiene que ver nada con la decisión que tomemos el día de hoy - de ver cuántos condensados hay y cómo nosotros como Estado pudiéramos apoyar para que esos condensados pudieran recuperarse. Porque seguramente que la presión de Misión está muy abajo de la presión de rocío. Seguramente, ¿verdad? Y seguramente también se debe de tener una idea de cuánto porcentaje de esos condensados que quedaron en el yacimiento. Yo por aquí tengo un dato de que ese yacimiento Misión traía 147.3 millones de barriles, pero no sé si es equivalente. ¿No? A lo mejor si tuviéramos la cantidad de barriles de condensado y cuántos hemos recuperado, pues de alguna forma nos daría una visión de cuánto lo tenemos ahí. Conclusión, vamos a seguir trabajando en este asunto, vamos a revisar el cómo pudiéramos hacer rentables ese tipo de explotaciones de yacimientos que seguramente ahorita no lo son. Nos conviene recuperar esos condensados, esos condensados son, lo dijeron, de 50 grados API, no sé cuánto. Tienen mucho valor. Repito, a nivel internacional cuando hay un yacimiento de gas y condensado lo que se evita es que la presión caiga abajo de la presión de rocío, entonces generalmente se inyecta algún fluido y se mantiene arriba de la presión de Rocío y se puede sacar todo el gas y entrega todo el condensado en superficie.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias. Comisionado Franco.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Si, muchas gracias doctora. ¿Me pueden mostrar las inversiones del Plan de Desarrollo que presentaron hace rato y luego el monto de aquí del presupuesto para el 2019? Digo, algo que es muy importante, digo, ese 128.49 que es entiendo el costo total de ese año quisiera verlo calendarizado el mismo valor en el


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plan. Porque algo que hay que vigilar pues es que vengan las inversiones que te dicen en el plan. A mí me gusta el plan, vienen muchos pozos, viene actividad, va para adelante. Yo en el plan no tengo problema ya adelantándome un poquito. Donde sí me queda un poco de duda es en la cifra del presupuesto que se apruebe para el 2019, si sí es consistente con lo que esta presentado en el plan. Entonces me gustaría ver las dos cifras nada más para asegurarme de mi posición respecto al presupuesto.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Este es el presupuesto del 2019, lo que se está considerando.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.-128 millones.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- 128. Tenemos que cambiarnos a la presentación a la anterior del plan y te irías a la lámina 21.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMANES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.- Esta es 2018 y 2019.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Sí, 2018 y 2019. Este es 2018 y 2019 por el periodo.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.-¿y qué presupuesto vamos a aprobar, el del 2018 que ya acabó o el del 2019 que está corriendo?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.-Ambos.

DIRECTOR DE ÁREA, INGENIERO ALEJANDRO FERNÁNDEZ ARELLANO.Marzo de 2018. La vigencia es marzo 2018 a diciembre 2019 lo que se va a aprobar que son los 128 millones de dólares.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Básicamente lo que hacemos es incluir el año del 2018 justo digamos que viene como un año. El punto es que también nosotros lo que tenemos que hacer ahorita es como presentar a consideración de ustedes el monto que trae desde 2018 y 2019 dado que el monto del 2018 que


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correspondería al Plan Provisional no está cargado en el sistema del Fondo Mexicano del Petróleo. Entonces lo presentamos para que de esta manera, al ser ya algo aprobado dentro de un Plan de Desarrollo, tengamos la capacidad de subirlo al Fondo Mexicano del Petróleo porque el contrato permite que el contratista pueda, si bien no realizar actividades desde la fecha efectiva dado que no tiene un plan, esos costos puedan ser recuperables eventualmente.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- ¿Eso dónde dice? ¿Se dice en el dictamen, lo dice en la resolución o nada más ahorita se está comentando aquí? Está escrito en algún lado que se diga que el Órgano de Gobierno se le fue presentado el aprobar 2018, 219 y que eso suma esos 124 millones de dólares que están asociados a los dos años del plan. ¿Dónde lo veo, dónde lo vemos? Porque hay que dejarlo claro. Si no pregunto de ese monto, no nos dicen, nomás nos lo pasan.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- No, tal cual lo incluimos entonces si gusta Comisionado en el dictamen del presupuesto.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Pero ahorita me puedes mostrar 2018, 2019 y que eso suma los 120 y tantos que estamos viendo por favor. Porque digo, la importancia de este tema radica en que lo que aprobemos aquí es lo que se va a reconocer como costos para recuperar por parte del operador.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- En la presentación no lo tenemos.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- ¿y ahora ese 486 de dónde salió?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- ¿El 486?

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- ¿Es de todo el plan?


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DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Es todo el plan.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Todo el plan.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Ajá, porque esta es la presentación correspondiente al Programa de Inversiones, entiéndase la correspondiente al Plan de Exploración total.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Yo digo del plan ya no tengo problema, ya mostraron que hay consistencia, que los costos están muy bien, yo no tengo tema. El presupuesto. Este primer presupuesto muéstranos por favor de este calenda rizado del plan dónde está. A lo mejor es nada más que nos muestren los datos, yo creo que siempre se vigile la consistencia.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- El Excel lo que no lo tengo es en la presentación, no lo tenemos en la presentación.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- No, donde tú lo tengas. Si, donde tú lo tengas, no pasa nada.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.- De hecho si quieren para coadyuvar a la respuesta, en el dictamen viene en la página 36 donde ahí tenemos el desglose de 2018 y 2019, la suma nos arroja en el 2018 son 29,068. Eso hay que adicionarle 93,672. De eso tenemos el resultado que son 122,740. Ese 122,740 hay que agregarle costos no elegibles que son de 5,328, costos no elegibles, y nos da los 128.068.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- ¿Esa tablita es? ¿Es esa la que estás sumando?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.- Correcto, correcto.


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COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- ¿Dónde veo la suma esta que nos dicen para aprobar del presupuesto?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Lo que le podría yo comentar, justo, en esa tablita lo que podemos ver es la suma que comentaba ahorita el ingeniero Trejo de 29 y 93 que no da los 128 porque aquí en esta tablita el monto del costo total de abandono es el que estamos aprobando. En el Plan de Desarrollo aprobamos un monto global de 37 millones. Cuando nos vamos al presupuesto, estamos aprobando la primera, la aportación del primer año de abandono. No sé si me estoy explicando.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Sí, sí, sí, sí, para el fideicomiso.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Esas diferencias son los. 5.75 millones que corresponden a la aportación del primer año del fideicomiso de abandono.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Disculpa, esa explicación me suena bien. ¿Está escrita en el dictamen o en la resolución? Para que quede documentado nada más cómo el Órgano de Gobierno aprueba inversiones sobre todo que van a ser recuperadas por el operador y que la Nación los va a tener que pagar.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Y también lo último que quería yo comentar es que esta posibilidad de que estemos presentando las inversiones 2018-2019 vienen en el contrato, pero lo explicitamos en el documento.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Sí, estaría bien que en el dictamen - si me lo permiten - es que venga la explicación que la aprobación del presupuesto es la suma de esos dos por toda la situación que tú nos estás explicando. Porque en la presentación que están dando

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ahorita no lo están dejando claro. ¿;;X,.


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DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Sí Comisionado.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Si, ingeniero Treja.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.-Digo, nada más para coadyuvar ahí un poco, podríamos ahondar más en la explicación que se tiene, porque solamente lo que hacemos referencia son del costo del fideicomiso y costos no elegibles. Entonces sí podríamos ahondar que la suma más el costo no elegible estaríamos en el orden de los 128 siendo más precisos.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Si, todo esto que se acaba de discutir aquí ponerlo explícitamente.

COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- No se esperen a que les preguntemos, no vaya a ser que se nos vaya la pregunta y por ahí dejemos un documento que confiamos en el análisis que ustedes hacen, está bien claro, pero hay que dejarlo escrito. ¿No? Que quede escrito en su dictamen para que pues se quede, para que luego el que esté aquí lo esté leyendo y recuerde qué fue lo que se decidió. Por favor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? ¿No? Por favor Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ:.- Con mucho gusto. Si no hay más comentarios, propongo los tres acuerdos: uno para el Plan de Desarrollo, otro para el primer programa y el otro para el presupuesto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Ok. Y bueno, considerando el comentario del Comisionado Franco desde luego. ¿No?"

No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó las Resoluciones y los Acuerdos siguientes:


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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. en relación con el contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 44 fracción 11, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional deHidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,emitió la Resolución por la que se aprueba el Plan deDesarrollo para la Extracción, presentado por ServiciosMúltiples de Burgos, S.A. de C.V. en relación con el contratoCNH-M3-MISIÓN/2018.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Primer Programa de Trabajo presentado por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. para el contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores �Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII


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Hidrocarburos

de la Ley de Hidrocarburos, así como en las Cláusulas 10.1 y 15.2 del Contrato CNH-M3-MISIÓN/2018, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba el Primer Programa de Trabajo presentado por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V., en relación con el citado contrato.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Primer Presupuesto presentado por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. para el contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en las Cláusulas 12.1, 12.3 y 15.2 del Contrato CNH-M3-MISIÓN/2018, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba el Presupuesto asociado al Primer Programa de Trabajo, presentado por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V., en relación con el citado contrato.

11.4

Órgano de Gobierno

Resolución por la que la Comisión Nadonal de Hidrocarburos se pronuncia respecto de los Programas de Aprovechamiento de gas natural asociado de 32 Asignaciones.


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Hidrocarburos

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con

la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al maestro León Daniel

Mena Velázquez, Titular de la Unidad Técnica de Extracción.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Mena, por favor.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIELMENA VELÁZQUEZ.- Gracias Comisionada. Comisionados, me permitopresentar el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado. Amanera de antecedente, quisiera comentar que las asignaciones fueronotorgadas a Pemex por parte de SENER el 13 de agosto del 2014 con unavigencia de 20 años a partir de su emisión de los Títulos de Asignación y lasdisposiciones del aprovechamiento de gas fueron emitidas en enero del2016. Pemex solicitó la aprobación de Programas de Aprovechamiento deGas Natural Asociado correspondiente a 167 asigné¡ciones y en junio del2018 esta Comisión aprobó 131 PAGNAS y no aprobó 36 de ellos. Entoncespara el desahogo del análisis correspondiente le voy a pedir al ingenierojulio Trejo, que es el Director General de Dictámenes de Extracción, quecontinúe con la presentación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Trejo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIOTREJO MARTÍNEZ.- Gracias maestro. Entonces dando continuidad a laexposición y con ese antecedente, si podemos pasar a la que sigue. ¿Cómoestá en la relación cronológica de un solo para retomar el tema? El 27 dejunio fueron aprobados 131 de esos estos 167 Programas deAprovechamiento de Gas Natural que fueron presentados por PetróleosMexicanos, de los cuales estos 33 se le aplazó a Pemex que presentara en30 días naturales una nueva propuesta de Programa de Aprovechamientode Gas. Hacia ello, Pemex pide una prórroga de 15 días. Se entregan ahí untotal de 32 PAGNAS. ¿Por qué pasamos de 36 a 32 PAGNAS? Adelante lovoy a explicitar, voy a explicarlo más a fondo, pero simplemente sonporque dos campos refiere que ya no tienen producción y dos también

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Hidrocarburos

asignaciones pasan a un Contrato de Exploración y Extracción que son el

campo Ébano y el campo Pánuco que ya se desahogaron anteriormente.

Asimismo, se empieza a hacer el análisis al interior de la Comisión. Lo que

se está viendo es que se hacen prevenciones por cada PAGNA que se

presentó. De ahí se pide una prórroga para atender por parte de Petróleos

Mexicanos estas atenciones que solicita la Comisión. Posteriormente, se

extiende el plazo por 45 días. El día de hoy estamos ante ustedes para

presentar este total de 32 Programa de Aprovechamiento de Gas Natural

que en lo sucesivo denominaré PAGNAS.

Ok. Ahora bien, en este concepto también para recordar un poco. De estos

131, como ya les mencioné anteriormente, 36 fueron rechazados. De esos

36 que fueron rechazados, tenemos cinco grupos. Queremos ver de estos

cinco grupos tenemos el grupo número uno que son los que cumplen la

meta de aprovechamiento de gas que establecen las disposiciones del 98%

en el periodo de tres años. Ya lo están contemplando así. Tenemos un

segundo grupo que es la parte naranja que son los que cumplen después

del periodo. ¿A qué me refiero? El artículo 15 permite aplazar, ampliar el

plazo o modificar la meta. En este caso solamente lo que están haciendo

es ampliar el plazo, se van a 3.5 años sin bajar meta, es igual del 98%. Dos

asignaciones ya no tienen producción, ya se determinaron también por

oficio, las cuales fueron Tiahuatlán y Chiconcoa. Asimismo, ya dos

asignaciones ya pasaron a ser parte de un Contrato de ExpÍoración y

Extracción que fue el caso de Ébano y Pánuco y la parte de los PAGNAS son

meta cero. Entonces sería el total para las 36 y de eso restamos 4.

Ahora bien, los voy a explicar a nivel de grupo para no detallar una por una.

Lo que estamos viendo en pantalla estaríamos viendo los PAGNAS que

cumplen en el periodo, es decir, que cumplen dentro de los tres años y

alcanzan la meta del 98%. Son tres asignaciones y aquí podemos ver la

fecha en que están alcanzando esta meta del 98%. Están ubicadas

principalmente en la parte norte de Veracruz y en Tabasco. Del análisis

técnico que se realizó al interior que estamos viendo que cumple la meta

de aprovechamiento de gas del 98%, alcanza la meta en estos tres años

que prevén las disposiciones. De los análisis económicos que presenta en

este caso el operador después de impuestos, son positivos. Se presenta lo

que son acciones e inversiones de aprovechamiento de gas. ¿y qué van a


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Hidrocarburos

(

hacer principalmente para estas acciones? Bueno, se están construyendo baterías de separación, construcción de oleogasoductos y también la renta de compresores porque usualmente estos campos solamente tenían transporte a través de duetos y solamente se estaba aprovechando lo que era el hidrocarburo líquido. El gas se estaba en algunos casos venteando y en otros casos incinerando. Al día de hoy van a hacer renta de compresores y con eso estarían transportando de forma multifásica. Dado aquí también que el poder calorífico es mayor, se puede considerar como comercial y si es comercial entonces pues ya se puede también tener una retribución económica. Obviamente estos están en apego al artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el artículo 44 fracción II de la Ley de Hidrocarburos que prevé ahí el aprovechamiento del gas y cumplen con el artículo 14 y 22 de las Disposiciones de Aprovechamiento de Gas.

OK. Ahora, en el caso de los PAGNAS que no cumplen el periodo, simplemente es para precisar es el mismo sentido. Estamos viendo la fecha en que lo alcanzan, el promedio del cumplimiento son de 3.5 años, pero también alcanzan una meta del 98%. De la misma forma, se analizaron los mismos puntos que es que cumplan la meta del 98%, el periodo aquí se está extendiendo a 3.5 años es la propuesta y eso va a variar según cada caso, pero el promedio es 3.5. Los valores presentes neto después de impuestos de las propuestas son positivos. En este caso también se tiene construcción del mismo sentido de baterías de separación, oleogasoductos, también renta de compresores, en algunos casos se están mandando de forma multifásica ya también. También se considera el gas a través de los Btu como comercial y se da cumplimento de la misma forma al artículo 39 de la LORCME, al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y el cumplimiento del artículo 14 y 22 de las disposiciones. Aquí podemos ver la disposición de cómo están los campos en pantalla que también corresponden al Estado de Veracruz.

Ahora, en este sentido los dos primeros casos que estuvimos viendo son los que cumplen uno en3 años, los otros en 3.5 años, pero cumplen el 98%. De esos 32, Petróleos Mexicanos está presentando 7 Programas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado (PAGNA) con meta cero. ¿Con meta cero por qué? Porque aquí estamos viendo primero que de entrada / la parte de lo que son el poder calorífico estaría recordemos e

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d::. JÓrgano de Gobierno Cuarta Sesión Extraordinaria

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menor al que se determina como comercial, porque para que fuera comercial tendría que estar a mayor de 1,000 Btu. Entonces se considera como solamente un gas combustible. ¿Qué quiere decir esto? Que el gas combustible sí se puede incinerar, pero no va a tener un costo de venta en este sentido. En otros casos que ya hemos visto, también se podrían determinar como gas inerte, esto dado la composición que se tiene. Aquí se ve solamente tendríamos dos casos principales o dos campos donde sí se podría considerar como gas comercial. Sin embargo, hay otras atenuantes o hay otras justificaciones que presentan en término del artículo 15 de las disposiciones del análisis técnico económico como es ya la baja rentabilidad o la baja producción que se tiene a la fecha. Ahorita lo vamos a ver puntualmente uno por uno. Si podemos dar a la que sigue por favor.

Por ejemplo, en el caso del campo Álamo San Isidro estamos viendo que solamente se tienen tres pozos. Sí cuentan lo que son duetos. Esos duetos llegan a una batería de separación, ¿pero en estas baterías de separación qué estaba pasando? Solamente se estaba aprovechando lo que era el hidrocarburo líquido, el gas se estaba venteando. En ese sentido sí se van a hacer acciones o inversiones para privilegiar la quema sobre el venteo. Es lo que está haciendo con una meta de aprovechamiento cero. Si vemos aquí en la producción de aceite se tenían alrededor de 150 para 2006, a la fecha está declinando el campo y ya va para 100 barriles con estos tres pozos y la producción de gas. De los análisis económicos que planteó Pemex en términos de las disposiciones ya sea para transferencia, incineración, inyección de gas o bombeo neumático, todas salen negativas. OK. Y también se considera en términos de que en la clasificación es un campo maduro que ya está declinando próximo a su cierre. Este es un tema interesante también porque podemos ver que tiene tres pozos productores solamente y la dispersión por pozo es de cada pozo cada 4 km y tiene un poder calorífico que está muy cercano apenas para que sea comercial. Entonces son de los análisis que se vio al interior para ver cuál era la rentabilidad de este proyecto y si en algún momento en términos del artículo 15 se podía plantear una meta diferente como la estaba presentando Petróleos Mexicanos y en este caso es cero. Si seguimos por favor.


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Hidrocarburos

En el caso también de Copal, estamos viendo la distribución de los pozos

productores. Se tienen baterías igual de separación, pero también

podemos ver la producción que se tiene. La producción en este caso de

aceite empezó a incrementar y que está alrededor igual de 150 barriles. El

gas tenemos alrededor de 0.5 millón de pies cúbicos diarios, pero la

rentabilidad al implementar algunas acciones adicionales como generar

motocompresores para la incineración térmica, inyección de gas o bombeo

neumático vuelven incosteable ya el proyecto a la producción que se tiene

a la fecha. También se considera un campo maduro, se tiene 9 pozos

productores. La dispersión aquí es que se tiene un pozo cada kilómetro

dentro del área diferente y vemos también el poder calorífico apenas está

arriba de la norma oficial mexicana para que pueda ser considerado como

comercial. Seguimos adelante.

¿Entonces qué pasa por empleo el caso del camP.o Horcón? El campo

Horcón solamente cuenta con cuatro pozos productores, se van también a

la batería de separación y de ahí fluye solamente el hidrocarburo líquido.

Aquí estaría incinerando el gas. En este caso podemos ver la producción

que ha tenido fluctuaciones y también la parte del hidrocarburo líquido, el

aceite. Al día de hoy produce alrededor de 60 barriles con cuatro pozos

productores y produce 0.2 millones de pies cúbicos. Esto cabe recordar que

estas producciones de gas todas se hacen por balance, por eso también

tenemos que no hay correspondencia. Podríamos preguntar aquí por qué

en mayo del 2006 nos corresponde la producción de aceite con la

producción de gas, es por cómo se está dando el balance, cómo se está

dando el balance. También dentro de las alternativas económicas que

prevén las disposiciones y que presenta Pemex para transferencia,

incineración, inyección o bombeo, toda salen negativas. Se trata de un

campo maduro. Aquí se tiene una dispersión alrededor de un pozo cada 4

km y si vemos aquí ya todos estos casos van a empezar a caer que están

por debajo de la norma oficial mexicana para considerar un gas comercial.

Estaría abajo ya de los 1,000 Btu que considera la norma.

Para el campo Muro, de igual forma se tiene la distribución de la

infraestructura. Se tiene la batería de separación, las evaluaciones

económicas que resultan ser negativas. Es un campo maduro. Se tiene la

producción de gas alrededor de 0.118 millones de pies cúbicos con

alrededor de 200 barriles. Se tiene una dispersión de un pozo cada 2 km y


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Hidrocarburos

un poder calorífico igual abajo de la norma oficial mexicana de los 1,000 Btu para que pudiera ser considerado comercial.

Igual para el caso del campo Tepetate Norte Chinampa, podemos ver que es un campo maduro que está en declinación. Se puede ver que solamente se tienen 8 pozos productores, se tienen baterías de separación donde está concentrando la producción, en los triángulos se estaría incinerando. Las evaluaciones económicas que estuvieron analizando y que presentó Petróleos Mexicanos son negativas para las cuatro alternativas que presentan las disposiciones. En este caso también se puede ver que el poder calorífico está por abajo de la norma oficial mexicana para considerarse como un gas comercial.

En el campo Tierra Blanca es en el que se tiene mayor número de pozos. Sin embargo, aun así es los que también tienen menor rentabilidad en cuestión de producción. ¿Por qué? Porque solamente tenemos a la fecha si lo vemos alrededor de 300 barriles con 49 pozos. Tenemos una dispersión de un pozo por cada 8 km y también se tiene un poder calorífico abajo de la norma oficial mexicana. Estas todas son los pozos en puntos verdes, donde se tienen las tres baterías y donde se estaría incinerando el hidrocarburo. Igual toda esta medición que se tiene gas solamente es por balance. Entonces por eso también hay alguna correspond-encia porque en algunos términos se toman RGA contantes, en algunos solamente se está prorrateando hacia atrás de donde llegan en las estaciones centrales.

Ok. En el caso Altamira es un caso digamos un poco diferente a los demás porque este es un campo parecido a lo que fue Ébano-Pánuco. Son dimensiones muy grandes en extensión. La gravedad API de este yacimiento es alrededor de 10. Todas las evaluaciones económicas que se plantearon son negativas. Se puede aquí que solamente tienen la concentración de pozos en una sola porción del área. Se tiene una batería de separación y un quemador. En este caso también se considera un campo maduro. La producción de gas sería de 0.09 millones de pies cúbicos al día con una producción alrededor de 1,000 barriles. Se tiene una dispersión de un pozo cada 55 km. Si ven aquí, la dispersión es muy grande, es la que más hemos tenido en ese sentido y el poder calorífico es el que también tiene menor. ¿Por qué? Porque si recordamos el caso de Ébano-Pánuco, estos


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tienen alto contenido de CO2. Entonces aquí también se puede considerar como un gas no comercial, y son de 761 Btu por cada pie cúbico.

Ahora bien, en conclusiones tenemos tres grupos de estos 32. Entonces podemos ver que se comprobó que existe congruencia entre las acciones e inversiones programadas para cumplir en términos de las disposiciones la meta de aprovechamiento para los dos primeros casos que son del 98%. Se analizaron las alternativas que está presentando el operador y podemos precisar que se cumplen para 13 asignaciones en tres años el 98%, para 12

asignaciones se cumplen en 3.5 años en promedio y 7 asignaciones tendría una propuesta de 0% en la meta de aprovechamiento de gas. La que sigue por favor. Ahora bien, con base en el análisis técnico de la Dirección General de Dictámenes de Extracción, propone el dictamen en sentido favorable en relación a los PAGNAS correspondiente a estas 32

asignaciones faltantes para la extracción de hidrocarburos, mismas que estarán vigentes a partir de su aprobación. Sin más comentarios, cedo la palabra doctor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Treja. No sé si hay algún comentario. ¿No, ninguno? Bueno. Muchísimas gracias, creo que estuvo muy clara la explicación. Por favor Secretaria Ejecutiva nos podría hacer el favor de leer la propuesta de acuerdo."

No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia respecto de los Programas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado de 32 Asignaciones.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111 y 39 fracción VII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 43,


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fracción 1, inciso i} y 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos y 13, fracciones XI y XIV del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, aprobó la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia respecto de los Programas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado de 32 Asignaciones que se relacionan en la propia Resolución.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 13:01 horas del día 24 de enero de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Cuarta Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.

La presente acta se firma y rubrica al margen de todas sus fojas por los Comisionados que en ella intervinieron, así como por la Secretaria Ejecutiva.

Alma Améric rr Comisionada

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

Gaspar Franco Hernández Comisionado

/ Martínez Romero Comisionado

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado

Carla Ga e Secretaria Ejecutiva


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ÓRGANO DE GOBIERNO · 2019-05-02 · a las geopresiones y presión de poro presentes en el pozo....

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