ÓRGANO DE GOBIERNO ACTA · 2019. 3. 12. · inversión de 185.4 millones de dólares para el...
28
Comisión Nacional de Hidrocarburos ÓRGANO DE GOBIERNO ACTA En la Ciudad de México, siendo las 12:37 horas del día 1 de noviembre del año 2018, 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, el Comisionado Presidente Juan Carlos Zepeda Malina y los Comisionados Alma América Parres Luna, Néstor Martínez Romero, Héctor Alberto Acosta Félix y Gaspar Franco Hernández así como la Secretaria Ejecuiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria de 2018 del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la Secretaria Ejecutiva mediante oficios número 220.1041/2018, de fecha 31 de octubre de 2018, 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. A continuación, el Comisionado Presidente preguntó Ejecutiva sobre la existencia de quórum, quien, tras verificar la asistencia, respondió que había quórum legal para celebrar la sesión. ¿���� Habiéndose verificado el quórum, el Comisionado Presidente declaró instalada la sesión y se sometió a consideración del Órgano de Gobierno el Orden del Día, mismo que se aprobó en los siguientes términos: 1
Transcript of ÓRGANO DE GOBIERNO ACTA · 2019. 3. 12. · inversión de 185.4 millones de dólares para el...
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
ÓRGANO DE GOBIERNO
ACTA
En la Ciudad de México, siendo las 12:37 horas del día 1 de noviembre del año 2018, 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, el Comisionado Presidente Juan Carlos Zepeda Malina y los Comisionados Alma América Parres Luna, Néstor Martínez Romero, Héctor Alberto Acosta Félix y Gaspar Franco Hernández así como la Secretaria Ejecut_iva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria de 2018 del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Lo anterior, en virtud de la convocatoria emitida por la Secretaria Ejecutiva mediante oficios número 220.1041/2018, de fecha 31 de octubre de 2018, 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.
A continuación, el Comisionado Presidente preguntó Ejecutiva sobre la existencia de quórum, quien, tras verificar la asistencia, respondió que había quórum legal para celebrar la sesión.
¿����
Habiéndose verificado el quórum, el Comisionado Presidente declaró instalada la sesión y se sometió a consideración del Órgano de Gobierno el Orden del Día, mismo que se aprobó en los siguientes términos:
1
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Orden del Día
1.- Aprobación del Orden del Día
11.- Asuntos para autorización
11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch.
11.2 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha.
11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se
pronuncia sobre la propuesta de Punto de Medición Provisional del Área
Contractual VC-02 correspondiente al contrato CNH-R02-L03-VC-
02/2017, en términos de los Lineamientos Técnicos en materia de
Medición de Hidrocarburos.
11.- Asuntos para autorización
11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de
Hidrocarburos se pronuncia sobre la
modificación al Plan de Desarrollo para la
Extracción presentado por Pemex Exploración y
Producción para la Asignación A-0237-M
Campo Nohoch.
En desahogo de este punto del Orden del Día, con la venia del
Comisionado Presidente, la Secretaria Ejecutiva dio la palabra al maestro
LYlón Daniel Mena Velázquez, Titular de la Unidad Técnica de Extracción.
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
2
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
términos que a continuación se transcriben:
"COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Adelante maestro.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- C:omisionados, buenas tardes. Me permito presentar la modificación del Plan de Desarrollo de la asignación A-0237-M-Campo Nohoch. Brevemente algunos antecedentes sobre esta asignación que fue adjudicado a Pemex en agosto del 2014 y que tiene una vigencia de 20 años. Como dato histórico, alcanzó los 112, casi 113 miles de barriles por día en el año de 199i y tiene casi 40 años, 39 años en producción. La modificación que a continuación se presenta obedece a que van a incorporar el Plan de Abandono que nO estaba originalmente considerado, van a realizar algunas actividades adicionales como están en pantalla, estimulaciones, limpiezas, corrección de anomalías - adelante abundaré un poco más - y algunos estudios de ingeniería de yacimientos para la implementación de un mecanismo de inyección de agua de baja salinidad, o sea, un mecanismo de OR.
Cronológicamente la solicitud fue ingresada en abril. La Comisión envió la prevención de información faltante en mayo. PEP la atendió en el mes de junio y esta Comisión declaró suficiencia de información, así como la revisión de contenido nacional con Secretaría de Economía y administración de riesgos en el mes de julio del presente año. El objetivo busca la explotación de los yacimientos Cretácico principalmente y del Eoceno Medio y se espera recuperar el 99% de las reservas certificadas actualmente. Recuperar en el período 2018-2026, perdón, un volumen de 11.25 millones de barriles de aceite y 4.24 miles de millones de pies cúbicos por día de gas. Mencionaba que van a realizar actividades, principalmente menores, y se incluye la inertización de duetos, el desmantelamiento y recuperación de estructura y taponamiento de pozos, que más adelante detallo sobre qué incluye esta parte de abandono. Para esto se estima una inversión de 185.4 millones de dólares para el periodo 2018 a 2026. Esta asignación se localiza en aguas territoriales del Golfo de México frente a las costas de Campeche y colinda con el campo Chac que estaría arriba la derecha de la imagen de la asignación que está en rojo. Aquí, por aquí. Y
�
'rgano de Gobierno
3
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
también el campo Akal que estaría de este lado. Las actividades se realizan
en tirantes que van de los 30 a los 50 metros de profundidad.
Con respecto a las generalidades de la asignación - la siguiente lámina,
gracias - se pueden ver de entrada que tienen tres plataformas. Está
Nohoch-C, Nohoch-B y el complejo Nohoch-A. Los pozos que están en rojo
son que están produciendo en el Eoceno y los pozos que están en negro
son los pozos productores del Cretácico, solo son cuatro y además hay en
azul los pozos cerrados. Es un yacimiento que tiene densidades en el
Cretácico de 22 grados API y en el Eoceno de 17. La presión inicial es
importante señalarla. Para el Cretácico es de 278 y la actual es de 180. En
el Eoceno la inicial es de 180 y la presión actual se ha mantenido. Esto habla
de que tiene un acuífero muy activo. El factor de recuperación actual en el
Cretácico es de 32% y en el Eoceno de 22%. Adelante por favor.
Actualmente ya todo es reserva probada. En la tabla se puede ver tanto
para el Cretácico como para el Eoceno el volumen original y sobre todo en
la parte en aceite de reserva remanente sería de 11.35. Aquí no puse la
suma, pero sería 11.35 y el gas es de 4.27. Entonces mencionaba que el
Plan de Desarrollo propuesto pretende recuperar el 99%, o sea, casi la
totalidad que es 11.25 y 4.24 para el tema de miles de millones de pies
cúbicos de gas. Adelante.
La justificación a la modificación del plan se basa en la modificación con
base en los incisos del artículo 40, fracción segunda de los Lineamientos de
Planes, que el e) específicamente dice, "cuando existan variaciones en el
avance físico presupuesta!". Adicional a lo aprobado en el plan vigente, se
realizaron cuatro reparaciones menores. Y el inciso h) que menciona que
cuando existan variaciones en los montos de inversión mayores al 15% y
en este caso del período 2015 al 2017 se hicieron inversiones del orden de
38% mayores a lo aprobado al plan vigente. Lo anterior se detalla en la
tabla que está abajo. Este es el plan aprobado, aquí están las actividades y
las inversiones y el gasto de operación. Han ejecutado de las reparaciones
menores 21, quedan pendientes 3. De las correcciones de anomalías que
surgieron y que no estaban previstas, realizaron 4. Aquí vale la pena
mencionar que el plan propuesto considera algunas más y 35 reparaciones
menores. Con respecto a las estimulaciones, han hecho la mitad 5 de 10 y
quedan por ejecutar 5 y consideran adicionalmente 9 más. Por lo tanto, las
Órg no de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
4
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
inversiones de un plan aprobado para un periodo 2015-2035 que era de
83.8 millones de dólares, con la actividad realizada han ejercido una
inversión de 118.28. Entonces adicionalmente a esto y, revisando los
costos de las intervenciones que se están realizando, la propuesta en el
plan es de 185.37 millones de dólares como su inversión y 58.12 como
gastos de operación. Adelante por favor.
Para dar cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, debemos
de cumplir los siguientes tres puntos. El primero sobre el plan de
producción que permita maximizar el factor de recuperación. Adelante.
Presentaron tres alternativas. Ahí se puede ver la actividad prevista,
perforaciones, terminaciones mayores, tomas de información, etc. Aquí lo
interesante es que, como ya mencioné que van por la casi totalidad de las
reservas, este es un ejemplo de que por más actividad que se proponga no
necesariamente la rentabilidad mejore. Aquí por ejemplo proponen en la
alternativa 2, dos perforaciones. Aquí por ejemplo incluyen reparaciones
mayores cuatro. O sea, van moviendo la actividad. Sin embargo, la mayor
rentabilidad, tomando en cuenta que las inversiones pues serían en estos
montos, la mayor rentabilidad se obtiene con la alternativa seleccionada y
se mantiene el objetivo de recuperar el 99% de las reservas. El VPN antes
de impuestos sería de 278.3 millones de dólares contra 218 de la
alternativa 2 y 264 de la alternativa 3. Adelante por favor.
En estas gráficas muestro en líneas lo que está achurado, el área completa
de color verde, sería la alternativa seleccionada. Sin embargo, se grafican
las alternativas 2 y 3 que es tener más actividad y se puede ver un pico en
un par de años. Sin embargo, ya vimos que la rentabilidad resultó más
atractiva en la alternativa uno. De igual manera se grafican las tres
alternativas para el tema de gas, siendo la seleccionada la que se achura
en color rojo. Adelante por favor.
Entonces la alternativa seleccionada, como ya mencioné, busca darle
mantenimiento de la operación tanto en Cretácico como en Eoceno con los
pozos que mencionaba originalmente que son siete productores. Se prevé
realizar limpiezas de aparejos de producción, se continuará aplicando el BN
como el sistema artificial de producción. Se realizarán estudios para el
proceso considerado en este momento para recuperación mejorada que
consiste en la inyección de agua de baja salinidad. El desmantelamiento y
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
5
¿.
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
recuperación de estructuras, que no estaba originalmente considerado con
la inertización de duetos y taponamiento de pozos. Y bueno, esa es la
alternativa que presenta los mejores indicadores económicos.
¿Cómo se va a realizar esta actividad? Bueno, está previsto por año, es la
gráfica que se muestra, la tabla que se muestra en pantalla. Está por años
y se muestra cómo se realizaría tanto las reparaciones menores, las
limpiezas, la toma de información y estimulaciones. Y se detalla en la parte
de abajo el abandono, separando claramente el taponamiento de los 19
pozos que son los que están operando más los que están cerrados
actualmente, la inertización de nueve duetos y el desmantelamiento y
recuperación de dos estructuras. Originalmente mencioné que tiene tres:
Nohoch-A, Nohoch-B y Nohoch-C, pero una es un complejo y se continúa
utilizando con muchas otras producciones de otras asignaciones, por lo
tanto, está considerado el desmantelamiento de las dos que son
exclusivamente de Nohoch.
En esta gráfica se grafica la producción que mencionaba de la alternativa
1. Se incluye una parte histórica de cinco años del 2013 al 2018. La línea
azul es el plan aprobado, entonces se puede ver que la producción actual
real que es de 5,800 barriles al mes de septiembre que tiene también una
producción de gas de 2.1 millones de pies cúbicos por día y un dato muy
importante, maneja mucha agua. Ya mencionamos lo activo de su acuífero
y el gasto de agua es de 10,700 barriles por día. Sin embargo, la producción
real y lo que se está proponiendo en este Plan de Desarrollo está por arriba
de lo comprometido en el aprobado actualmente que es la línea azul. De
igual manera, se muestra la misma gráfica, pero para gas, donde el plan
aprobado sería en ronda cero es la línea azul y la producción esperada en
color rojo más clarito que puede mantenerse los 2.5, que actualmente
21.1-2.2 llegaría hasta los 2.5 millones de pies cúbicos por día. Ahí está mal
la unidad.
En cuanto al mecanismo de empuje, se gráfica la presión del yacimiento.
Se le va dando monitoreo y se compara contra los factores de
recuperación. Entonces los puntos enero es el comportamiento de la fecha
de Nohoch y pues se ve claramente que iban comportamiento de tipo de
mecanismo por empuje de agua, que es la línea azul.
Ór ano de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
6
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Aunque es un campo muy maduro, mencionaba que tiene 39 años
produciendo, se hace un comparativo siempre para ver cómo va y
obviamente su vecino sería Chac el que también tiene recuperación
primaria y que tiene acuífero. Para la selección de estos campos, se tomó
en cuenta el aceite, el tirante de agua, el tipo de aceite, la densidad en
grados API y la litología que en este caso son carbonatos. la media de los
campos que se presentan en el comparativo nacional e internacional sería
del orden de los 28.7% o 29% más o menos y la recuperación prevista para
Nohoch es de 33%.
Con respecto al aprovechamiento de gas, la Comisión mediante la
resolución CNH.E.37.002/18 se pronunció respecto de los programas de
aprovechamiento de gas de 167 asignaciones dentro de las que está
considerada el campo Nohoch. Sin embargo, se presenta el dato y
verificábamos el promedio enero a agosto real es de 98.4% y la propuesta
en el Plan de Desarrollo es mantener el cumplimiento del 98% establecido
en los lineamientos.
Finalmente, para el artículo 44 se revisan los mecanismos de medición.
Esas son las tres plataformas, es un esquema muy simplificado, pero estas
son otras plataformas que operan de Nohoch. Esta es parte del complejo.
la producción llega al complejo Nohoch-A en la plataforma denominada
Perforación y de ahí se manda hacia Nohoch-Al que es donde llega la
producción de otros campos, mencionaba que está cerca Akal y Chac.
Entonces aquí hay una medición de referencia puesto que después de esta
medición ya no hay nada hasta Dos Bocas. Entonces aquí se considera la
medición de transferencia que es el punto verde. En los demás puntos está
obviamente considerada la medición operacional que son los puntos en
color café y se mide el agua, esa se manda a Nohoch-A2 y luego se manda
a pozos de captación. Y el gas, ese se manda a Nohoch-AE y de ahí hacia
Nohoch-AE que tiene un sistema de medición para el turbocompresor que
sirve para el sistema de BN. Entonces el gas se manda a la red de BN. los
puntos donde se da la medición fiscal son Terminal Marítima de Dos Bocas
y Palomas con estos tipos de medidores y esto ya está aprobado. Adelante
por favor.
ó gano de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
7
\
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Con respecto a las inversiones. El total de inversiones, incluyendo los
gastos operativos, es de 243 millones de dólares y la distribución
obviamente está enfocada a la actividad de las reparaciones menores e
intervenciones a pozos y un 40% de toda esta inversión es para el
abandono el cual no estaba considerado originalmente y que casi
representa 98.6 solamente en el tema de desmantelamiento de
instalaciones.
Con base en la información técnica presentada, y en atención a la
información técnica y que se refiere al artículo 39, que dice que la
tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de
recuperación debe ser analizado en un Plan de Desarrollo. Bueno, pues se
ha identificado que hay una problemática de precipitación de carbonatos
de calcio, o sea, incrustaciones que se presentan en todo el sistema integral
de producción. Por lo tanto, la inyección de solventes, el ácido clorhídrico
y algunos orgánicos son adecuados para la limpieza y disolución de dichas
incrustaciones y esto pues contribuye a la productividad en cada uno de
los pozos y en el sistema en general. Con respecto al aprovechamiento de
gas, mencioné que está previsto el cumplimiento del 98% y actualmente ya
lo presenta. Con respecto a acelerar el desarrollo del conocimiento del
potencial petrolero, contempla un estudio de ingeniería de yacimientos
con un enfoque en el método de inyección de agua de baja salinidad.
Asimismo, se contemplan estudios de núcleos, registros de presión y
mediciones con separador portátil. Con respecto al factor de recuperación,
mencionaba que las actividades realizadas contribuirán a elevar el factor
de 31.89% a 32.45% para el aceite y de 38.3% a 39% para el gas.
Finalmente, unas recomendaciones técnicas puesto que se observan que
las muestras disponibles fueron tomadas en tiempos iniciales de la
explotación del yacimiento. Entonces nosotros la información que
tenemos es que pues ya tienen muchos años que fueron tomadas y los PVT
que se realizaron son muy básicos. Por lo tanto, se recomienda adquirir
muestras y realizar análisis composicionales para coadyuvar a dar mayor
certidumbre a los estudios dinámicos de productividad, etc. Y con la
información del laboratorio contemplada, se recomienda conceptualizar
modelos de yacimientos. Esto es porque se espera que tomen pues
nuevamente presión capilar, permeabilidad relativa, tensiones
interfaciales, etc. Entonces la recomendación es conceptualizar modelos
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
8
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
de yacimientos que integren redes de fracturas discretas y rangos de incertidumbre. Dicho de otra manera, es que se tengan escenarios de evaluación del potencial para la recuperación secundaria, que sí lo tienen previsto, se pueden hacer estudios complementarios. Por mi parte pues eso sería el análisis para el campo Nohoch, quedo atento sus dudas, preguntas.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.ingeniero. Comisionada doctora Alma América y luego voy Comisionado Franco.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Dentro de la exposición, nada más no me quedó claro si sí van a aplicar el método de recuperación mejorada por inyección de agua o van a hacer únicamente los estudios.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Lo que ellos mencionan es que están haciendo los anális-is, lo están considerando. Tienen previsto que sea la smart water que es cuando le cambian, el agua que inyectan, cambian momentáneamente la mojabilidad para inducir pues la producción de hidrocarburos. Pero es todavía un proyecto, lo están analizando.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, ¿por lo tanto en los pronósticos de producción no está todavía previsto un incremento de proaucción por este método?
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- No está previsto esto. Exacto.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ok. O sea, nada más es pura producción primaria. ¿Sí?
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENAVELÁZQUEZ.- Bueno, con el sistema artificial que tiene actualmente, pero sí.
COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ok.
Franco.
Ó gano de Gobierno
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Si, gracias Presidente. Es respecto a ese estudio de OR. ¿Cuándo lo terminan o si ya empezaron y cuándo tenían contemplado terminarlo?
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.-Ahorita le damos el dato.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.-Si pueden ir de una vez a la lámina 12 en lo que buscan cuándo empieza y cuándo termina. Si, pero necesito saber cuándo empieza y cuando termina, ¿o ahí está? Ahí no lo veo.
COMISIONADO HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX.-Ah, es que tu dijiste que se fueran a la 12.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Si, pero mientras en lo que están buscando que se vayan a la 12. Sí.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Los estudios de factibilidad para la inyección de agua de baja salinidad están planeados para 2019.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.-Y ahí lo terminarían. Ahí empiezan y ahí terminan, 2019.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Exactamente.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.-O sea, en 2019 ya verían la factibilidad y a lo mejor planean en 2020 una prueba piloto, ver qué resultados da.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.y en su caso planear una prueba piloto, lo cual también significaría más gastos al proyecto que probablemente haría que tuvieran que modificar nuevamente el plan, pero ya va bajo los resultados de un estudio de factibilidad.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Ok, 2019. Oigan, y me comentaban y en una configuración mostraron los pozos que estaban produciendo en el Eoceno, los pozos cerrados, los pozos produciendo en
Ór ano de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
10
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Cretácico. ¿Cuántos son todos esos pozos? ¿Cuántos pozos tiene perforados ahí Nohoch que requiere taponar?
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Tengo el registro de 19, pero si quieres comentar.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- De hecho, ahí están, ¿no? 19 taponamientos. Lo que me llama la atención es que desmantelan dos estructuras y luego quedan ocho pozos para taponar. ¿Esos cuáles son? ¿De Nohoch-A que es la que sirve como complejo o cómo es? ¿Cómo están taponando? O sea, ¿por estructura cuántos hay? Nada más quiero saber si está bien calenda rizado el desmantelamiento de pozos con sus estructuras, ¿no? No vaya a ser por ahí se quite una estructura y luego cómo desmantelas los pozos.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Ese es buen punto. Pones la lámina cinco primero. Yo mencionaba que como está el centro, el complejo Nohoch y ahí llegan corrientes de Akal, entonces este no está considerado aún en esta fase su desincorporación.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- De la estructura.
TITULAR DE LA UNI_DAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Si, de la estructura.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Y de hecho por ahí pasa todo el gas que suministra el bombeo neumático de la zona marina, no se puede quitar.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Y también mucha de la corriente de Akal y Chac llegan a Nohoch. Entonces esas son las tres plataformas que están en color rojo y de aquí salen todos estos pozos. Aquí están, ¿no? Esa sería la infraestructura. Las que se están previendo desincorporar es esta y esta y quedarían los pozos de Nohoch-A. No tengo ahorita el detalle si corresponde.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Bueno, deben de ser los ocho que están ahí.
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Sí, sí, es correcto.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Porque si no pues ya las otras ya no tienes estructura.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- Me atrevería a decir que sí.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Oigan, y en la lámina 21 nada más si me pueden decir qué es "otros egresos".
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Los otros egresos es un concepto que maneja Petróleos Mexicanos para el manejo de la producción en otras asignaciones. Es una manera como ellos lo clasifican dado que tienen, bueno, su producción normalmente va hacia otras instalaciones donde sufren o donde se les lleva a cabo algún proceso. Entonces normalmente lo determinan como otros egresos, lo clasifican de esa manera.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Aja, pero ¿qué es? ¿Cómo un costo de producción o qué es esos 20 otros egresos? Porque por ahí veo gastos de operación donde manejan su producción, hay premisas de costo fijo, de costo variable asociado a la producción y bueno, ahí se calculan los gastos de operación, le metes BN, muchas cosas. ¿Pero el "otros egresos" qué es?
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Bueno, lo mencionan como un concepto de manejo de la producción fuera de la asignación específicamente.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIEL MENA VELÁZQUEZ.- No tiene más detalle, habría que preguntar específicamente.
COMISIONADO GASPAR FRANCO HERNÁNDEZ.- Digo, he escuchado en algunas reuniones que dicen, "bueno, es que debo tener ese dinero guardado porque le estoy pidiendo a otra asignación que no desmantele algo que yo ya estoy utilizando y que voy a seguir utilizando". Pero bueno, seré un poco más específico porque 20 millones pues es el 20% del total,
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
12
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
digo, el 10% del total de la inversión o de todo el gasto, ¿no? Inversión ygasto de operación. Y si nos fuéramos al porcentaje de inversión, puestambién representa algo. Entonces, digo, con tratar de optimizar un campoque ya está, que ojalá y con el estudio de OR no se vaya ya al abandonopronto. Pero si no, pues ya aquí estamos aprobando más que un Plan deDesarrollo estamos aprobando un Plan de Abandono de una asignaciónpetrolera. Entonces nada más ahí estar pendientes porque sí he estadoviendo en algunas reuniones que hay muchos montos de inversión quedicen "otros egresos", pero hay que irlos dejando más claro.
TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN, MAESTRO LEÓN DANIELMENA VELÁZQUEZ.- De acuerdo, tomamos nota.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEREDA MOLINA.- GraciasComisionado. Comisionado doctor Néstor Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas graciasComisionado Presidente. Es un yacimiento pues ya bastante depresionado.Llama la atención que el factor de recuperación es diferente al Cretácico yen el Eoceno, pero si sumamos los dos estamos observando que es menosde una tercera parte de todo el volumen original. Entonces hay una granárea de oportunidad. El plan que presentan me parece muy bueno porqueel pronóstico está por arriba de lo que traían planteado. Pero cuandoestamos al interior de la administración de yacimientos en la parte de laingeniería, siempre buscamos más y una posibilidad es que se inyecte estaagua de baja salinidad para poder incrementar el factor de recuperación.Vemos que el yacimiento se compolta como en clase, ¿no? La gráfica demecanismos de empuje sigue perfectamente la tendencia de unyacimiento que tiene entrada de agua o que tiene un empuje de acuíferoimportante. Ojalá esto resulte favorable y en 2020 se tenga la pruebapiloto, eso va a depender de los resultados. Lo que sabemos es quePetróleos Mexicanos en los últimos años ha estado muy involucrado coneste tipo de nueva tendencia de inyectar agua de baja salinidad. Eso es algoque Petróleos Mexicanos está pugnando y nos congratulamos de que lohagan así.
Quiero enfatizar de que el programa o del plan de explotación que nospresentan el día de hoy es dinámico. Ojalá y dentro de poco pod�mos tener /un plan que traiga un factor de recuperación más alto, porque en alguna
y Ó
J
'"º de Gob;emo Qu;oc"'gé,;m, Noveoa Ses;ó, E><tcao,d;,.,;, 1 de oov;embce de 2018 �
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
lámina se dice que se obtiene el 99% del factor de recuperación, pero el factor de recuperación que se tiene planeado con producción primaria. Eso sí quería dejarlo bien claro, porque definitivamente hay una gran área de oportunidad aquí para Petróleos Mexicanos porque dos terceras partes del volumen original todavía siguen allá abajo. Mucho de ese volumen original ya está dentro del acuífero, que es el planteamiento de la inyección de baja salinidad, pero también en la parte de la zona de aceite creo que hay la posibilidad de buscar algunas alternativas. Mi énfasis de todo el comentario es que bueno que ya estamos visualizando no solamente la producción primaria, sino la producción secundaria y mejorada. En este caso es mejorada, aunque es inyección de agua, porque cambia corno lo comentó nuestro jefe de Unidad de Extracción; porque cambia las condiciones de las propiedades de la roca, fundamentalmente la mojabilidad, permite un mejor barrido del aceite. Entonces bueno, que bueno que lo están considerando y creo que nosotros como Comisión Nacional de Hidrocarburos pues debemos estar muy atentos como los socios del contrato de la asignación para que esto se dé en la mejor forma posible.
El fondo SENER-CONACYT trae algún monto relacionado con la parte de recuperación secundaria y mejorada y entonces nosotros como Comisión estaremos viendo el cómo poder aportarles a la gente de Pemex los desarrollos que se vayan haciendo y de los congresos que hemos asistido se ve que han tenido muy buenos resultados en Colombia. Asistimos con el Comisionado Franco a un Congreso de recuperación mejorada y creo que eso va a tener mucho, mucho resultado aquí, muy buenos resultados en México y nos va a permitir seguir produciendo estos yacimientos que para algunas personas pudiera pensarse que ya están desahuciados. Entonces ojalá y no solamente tengamos hasta el 2026 que son ocho años, que lo podamos mandar a un tiempo más grande y con un factor de recuperación mejor. Muchas gracias Comisionado Presidente.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Gracias. ¿Algún otro comentario? Comisionado Acosta, por favor.
COMISIONADO HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX.- Si, algo muy breve. Si ustedes han podido percibir como lo hemos visto en las últimas aprobaciones tenemos de los Planes de Extracción de cómo el presupuesto
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
14
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
realmente ya va más allá del 15% que establecen nuestros lineamientos
para hacer la modificación. Resultaría creo que ya improcedente que en
cada una de las resoluciones lo señalemos, por lo que creo que con el
acuerdo o por lo menos con el señalamiento que hicimos en sesiones
anteriores para que la unidad de asignaciones y contratos revise con
anterioridad y establezca las alertas que nos permitan establecer cuándo
se pasaron ya del 15%, sería suficiente. Entonces para ya no incluirlo pues
en la resolución, sino que sea ya un acuerdo para que lo realice la Unidad
correspondiente. ¿Les parece?
bien colegas? ¿Sí? Muy bien, así lo hacemos.
colegas? Secretaria Ejecutiva, por favor."
RESOLUCIÓN CNH.E.59.001/18
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0237-MCampo Nohoch.
ACUERDO CNH.E.59.001/18
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, 7, fracción 111, y 44 fracción 11, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción,
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0237-M-Campo Nohoch.
ACUERDO CNH.E.59.002/18
El Órgano de Gobierno, por unanimidad, acordó que la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos de la Comisión mantenga la supervisión necesaria para verificar el estatus del avance de los montos de inversión en los planes de desarrollo de todas las asignaciones.
11.2 Resolución por la que la Comisión
Nacional de Hidrocarburos se pronuncia
sobre la modificación al Plan de
Desarrollo para la Extracción presentado
por Pemex Exploración y Producción para
la Asignación A-0145-M-Campo Guariche.
En desahogo de este punto del Orden del Día, con la venia del Comisionado Presidente, la Secretaria Ejecutiva dio la palabra al ingeniero Juan Carlos Pérez García, Director General Adjunto en la Unidad Técnica de Extracción.
La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los términos que a continuación se transcriben:
"COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Adelante.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JUAN CARLOS PÉREZ GARCÍA.Comisionada, Comisionados, buenas tardes. Me voy a permitir presentarles el análisis sobre la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción de la asignación A-0145-M-Campo Guaricha. El Título de Asignación fue otorgado a Petróleos Mexicanos en el año 2014 con una
n vigencia de 20 años a partir de su adjudicación. Fue descubierto el campo
+. Guaricha dentro de esta asignación en el año 2003 y su máxima producción
Órg no de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
16
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
se dio a principios del año 2012 con 17,000 barriles diarios de aceite en
promedio y 14 millones de pies cúbicos de gas en promedio. A septiembre
de este año, produjo 4.3 miles de barriles de petróleo diarios, 4.087
millones de pies cúbicos diarios de gas y 4.6 millones, perdón, 4.6 miles de
barriles de agua.
En cuanto a la relación cronológica del proceso, PEP hace la solicitud a
principios de mayo de este año. La Comisión realizó tanto la prevención, se
contó con la participación de la Secretaría de Economía en cuanto al
contenido nacional del proyecto como de la ASEA en términos ambientales
y de seguridad industrial. PEP atendió las prevenciones y aclaraciones, se
llevaron a cabo reuniones de trabajo con lo cual se recibieron alcances de
información y aclaraciones y el día de hoy estamos presentando el
resultado de este análisis.
La propuesta de modificación al Plan de Desarrollo incluye la perforación y
terminación de cuatro pozos, 32 reparaciones mayores y 34 reparaciones
menores, así como la construcción de 15 duetos en total que abarcan las
cuatro líneas de descarga correspondientes a los pozos, así como
gasoductos para la red de bombeo neumático, dos oleo gasoductos y dos
gasoductos. Asimismo, se contempla el taponamiento de 40 pozos. Cabe
aclarar que, de acuerdo con el Plan de Desarrollo, el taponamiento de
todos los pozos terminaría posterior a la vigencia de la asignación. Sin
embargo, la evaluación del Plan de Desarrollo se hace hasta la vigencia de
la asignación y quedará para el operador que previó la culminación de la
vigencia de la asignación solicite a la Secretaría de Energía una extensión
del plazo para que, en su caso y si es que el plan no llegase a modificarse,
terminara el taponamiento de los pozos.
El costo total asociado al proyecto es de 160 millones de dólares, que
incluye el desmantelamiento de todos los pozos como lo mencioné. Y entre
2018 y 2034 se plantea recuperar 10 millones de barriles de aceite y
aproximadamente 11,000 millones de pies cúbicos de gas equivalente a la
reserva 3P. La asignación se localiza en el municipio de Huimanguillo en
Tabasco y cuenta con 36 pozos de los cuales 14 son productores, 21 se
encuentran cerrados y uno se encuentra taponado de manera temporal.
Bueno, en cuanto a las generalidades de los yacimientos. En esta
asignación se tienen dos yacimientos, uno de edad Plioceno y uno de edad
Ór ano de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Mioceno que se encuentran en la parte norte de la asignación. El yacimiento del Plioceno se encuentra aproximadamente a 2,500 metros de profundidad con una densidad API y de 39 grados y una presión inicial de 247, señalando que la presión actual es de 220 kg/cm2 • El factor de recuperación actual es de 42.7% para el aceite y de 50% para el gas. En cuanto al yacimiento de edad Mioceno, se encuentra aproximadamente a 3,900 metros de profundidad. Produce aceite de densidad aproximada de 30 grados API y con una presión inicial de 315 kg/cm2 y una precisión actual de 225 kg/cm2
• El factor de recuperación actual es de 13% para aceite y de 14% para gas. Cabe resaltar que el yacimiento del Mioceno empieza la producción en 2013, por lo tanto, su factor de recuperación actual es menor dado que la producción lleva menos tiempo.
En cuanto a las reservas del campo Guaricha, es de resaltar que posterior al inicio de la producción del yacimiento de edad Mioceno, Petróleos Mexicanos lleva a cabo estudios que le permiten incrementar el volumen original específicamente de este yacimiento. Si bien ahorita vemos las cifras para todo el campo, el incremento que ha sido entre 2017 y 2018 corresponde a resultados de estudios que se llevaron a cabo en los años previos y que finalmente dieron a este incremento del volumen.
En cuanto a la justificación a la modificación del plan de acuerdo con el artículo 40 de los Lineamientos de Planes, se actualiza el inciso e) respecto a la variación del avance físico presupuesta! del plan aprobado, en el cual entre 2015 y 2017 se realizaron 7 de los 11 pozos planeados y el plan modificado considera realizar los 4 restantes. Consideramos que ahí no habría una modificación. Sin embargo, en cuanto las reparaciones mayores y las reparaciones menores, se hicieron 5 reparaciones mayores adicionales y se plantean 32 reparaciones mayores adicionales. Y de las 174 reparaciones menores, se realizaron 31 y se planean 34. Cabe resaltar que las reparaciones menores se dan de acuerdo, bueno, o las calcula el operador de acuerdo con la estadística. Sin embargo, si los pozos no requieren de la reparación se difiere hasta que las mismas condiciones operativas lo requieran y se plantea el taponamiento y el abandono de los 40 pozos que se habían mencionado.
Además de eso, se actualiza el inciso h) sobre la variación en los montos de t inversión dado que para el plan vigente se aprobó un monto de 148
Órga o de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
18
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
millones de dólares y actualmente se ha ejecutado entre 2015 y 2017 148 millones de dólares, por lo cual el operador solicita montos de inversión mayor para culminar con el proyecto y poder recuperar los hidrocarburos que tiene planteado.
En cuanto a la evaluación de las fracciones que marca el artículo 34 de la Ley de Hidrocarburos, sobre el plan de producción que permita maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables, PEP · presentó tres alternativas las cuales difieren en actividad dado que la primera está enfocada a la recuperación de la reserva probada desarrollada produciendo y la reserva probada desarrollada no produciendo. La segunda alternativa estaba enfocada a toda la reserva probada y la tercera alternativa está enfocada, que es la ganadora, está enfocada a la recuperación de las reservas probadas, probables y posibles. En esta alternativa se plantea la perforación de cuatro pozos como ya lo comenté. Y en cuanto la tecnología, vemos que contemplan la perforación de pozos tipo S y el uso de sistemas artificiales de producción como son bombeo neumático, bombeo hidráulico tipo jet y bombeo mecánico. Se observa que la alternativa 3 es la que arroja mejores resultados económicos y permite la recuperación del total de la reserva 3P.
En cuanto a las actividades a realizar, los cuatro pozos serán perforados a partir del año 2018. El operador nos comentó que están listos a partir del momento en el que se genere la aprobación por parte de este Órgano de Gobierno, si es que así se considera, para iniciar con la perforación y así durante los años 2019, 2020 y 2021 perforar los restantes cuatro pozos. Tienen campañas de reparaciones mayores, especialmente por el tema del avance de los contratos de agua. Realizan cambios de intervalo con el fin de evitar que el agua llegue a los pozos. Entre 2018 y 2034 se planea el abandono de 31 pozos. Los demás de acuerdo con el presente plan serían taponados posterior a la vigencia de la asignación.
Bueno, en cuanto a los pronósticos de producción, en la línea naranja podemos ver el pronóstico de producción del plan vigente y por encima podemos ver tanto los resultados de la ejecución del plan como el pronóstico que plantea el operador. Se ven estos incrementos en la producción dada las campañas de reparaciones mayores que se plantean y, como se puede observar, desde que se inició la ejecución del plan la
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
producción ha sido mayor a la esperada. De tal manera que entre 2018 y
2034 el plan vigente pronosticaba la recuperación de 5 millones de barriles
y el plan modificado contempla la recuperación de 10 millones de barriles.
Entonces en este periodo de tiempo se plantea la recuperación del doble
del volumen de aceite. De igual manera para gas, se observa que hay un
incremento en la producción del gas durante toda la vida del proyecto y se
observa el efecto de las reparaciones mayores, así también como la
perforación de los pozos que plantea el operador.
En cuanto al análisis técnico sobre los mecanismos de empuje que se dan
en los yacimientos, se observa en los puntos rojos que hay un
mantenimiento de presión muy fuerte dado el acuífero que se tiene y por
esto mismo se tiene un factor de recuperación actual de casi 43% de aceite
y 50% para gas en el caso del Plioceno. El caso del Mioceno el operador
menciona que tiene un mecanismo de empuje combinado, aunque
pareciera que fuera o que sigue la tendencia del empuje hidráulico.
Menciona que tiene un mecanismo combinado entre la expansión rocas
fluidos y la expansión de gas en solución. Por eso también vemos que la
producción, la presión perdón, ha caído en los ocho años de producción
que lleva este yacimiento.
En cuanto al Programa de Aprovechamiento de Gas, el 20 de junio la
Comisión aprobó el Programa de Aprovechamiento de Gas para la
asignación, en el cual se contempla mantener el 98% de aprovechamiento
de gas. Y cabe resaltar que el gas que produce la asignación, el 80% se
utiliza para la red de bombeo neumático para los campos Ayocote, Ogarrio,
el mismo Guaricha y los campos Arroyo Prieto. El restante 20% se envía a
La Venta para su posterior venta, valga la redundancia, a Pemex
Transformación Industrial.
En cuanto a los mecanismos de producción, perdón, a los mecanismos de
medición de la producción de hidrocarburos, se observa en el diagrama
que los pozos de Guaricha tienen medición operacional y van hacia el
módulo de separación Guaricha en donde se separa el aceite y el gas. El
gas se envía a la Estación de Compresión Guaricha donde se tiene medición
de transferencia. Y, como lo mencioné hace un momento, se envía el 80%
a la red de bombeo neumático y el 20% restante a La Venta donde se tiene rn punto de medición fiscal. En cuanto al aceite, posterior a la separación
Ócgao
l
"e Gobierno Q,i,wagésima Nove::
Sesió, E<tcaocdi,acia 1 de ,oviembce de 2018
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
en el módulo Guaricho, se envía a la Estación Ogarrio y posteriormente a la Planta Deshidratadora La Venta y posteriormente al punto de medición fiscal en el Centro Comercializador de Crudo Palomas.
En cuanto al análisis económico, el costo total del proyecto es de 160 millones de dólares, de lo cual se tiene la perforación de pozos alrededor de 16 millones de dólares, la perforación y terminación de estos pozos cuestan alrededor de 4 millones de dólares cada uno y las intervenciones a pozos están alrededor de 500,000 dólares cada reparación mayor. También se tienen conceptos de operación de instalaciones de producción, así como los gastos, los respectivos gastos de operación asociados.
En cuanto a la revisión del cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos y el artículo 39 de la Ley de Órganos Reguladores, se observa que la realización de los estudios que llevó a cabo PEP logró que se adicionaran volúmenes al yacimiento del Mioceno, lo cual está también derivando en que haya posibilidades de recuperación mayor de hidrocarburos. En cuanto al incremento del factor de recuperación, este está estimado en 47.5% al final para aceite y 56.5% para gas. En cuanto a la reposición de las reservas de hidrocarburos, vemos que estos mismos estudios que mencioné hace un momento hicieron o permitieron que las reservas se hayan mantenido durante unos años si se pudiera hacer esta reposición.
El Plan de Desarrollo contiene actividades de perforación y reparación, con lo cual se permite promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país. Y PEP implementa tecnologías como es la perforación direccional ti¡::>o S, la apertura de intervalos productores mediante pistolas de alta penetración, así como el uso de sistemas artificiales de producción que han permitido optimizar o mejorar la producción. De ahí a que el pronóstico de producción sea prácticamente el doble de lo que se esperaba con el plan vigente. El cuanto al procuramiento del aprovechamiento de gas, la meta se mantiene en el 98% cumpliendo con las disposiciones. Y los mecanismos de medición se consideran técnicamente viables para su implementación y la correcta medición de los hidrocarburos.
En cuanto a las recomendaciones, se sugiere optimizar las condiciones de � flujo de los pozos dado que el avance de agua, especialmente en el
1 deoo,;embce de 2018 t Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria
�;._��==-;;����---=-=-;;
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
yacimiento del Plioceno, hace que se tengan que realizar reparaciones mayores para los cambios de intervalo, pero recomendamos que se mantengan monitoreadas las condiciones para poder optimizar estos la producción y finalmente continuar con la actualización de los modelos de yacimiento con el fin de tener caracterizado y poder diagnosticar y pensar en la implementación de algún método de recuperación secundaria o mejorada. Se menciona dentro del Plan de Desarrollo el estudio de factibilidad inicial para la implementación de algún método de recuperación secundaria o mejorada. Como un primer análisis de escrutinio, el operador menciona que algún método pudiera ser la inyección de CO2, la inyección de nitrógeno o la inyección de agua como recuperación secundaria. Sin embargo, están en primeras etapas de estudios de factibilidad. Y por mi parte sería todo.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Muchas gracias ingeniero. ¿Algo más ingeniero Mena? ¿No? Muy bien. Comisionado Néstor Martínez.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias. Igual que el anterior, a mí me parece que el plan actual es mejor, pero tengo una duda. En la lámina en donde se platica las características generales de la asignación, se divide Guaricha en Plioceno y Guaricha en Mioceno y hay unos factores de recuperación. Esa es, la siguiente, esa. En la primera columna cuando se habla de Plioceno se dice que hay un factor de recuperación de aceite de 42.75% y de gas de 50.1%. Pero revisando los datos, dice que la presión inicial fueron 247 kg/cm2 y, como lo vimos en alguna gráfica que presentaron, la presión no ha caído. La presión actual son 220, lo cual está por arriba de la presión de saturación. Entonces si está por arriba de la presión de saturación quiere decir que el yacimiento solamente tiene aceite y yo esperaría que el factor de recuperación para gas fuera el mismo que el de aceite porque todavía está en una etapa de yacimiento bajo saturado. Eso puede indicar varias cosas. Una de ellas es que algunos de los pozos están produciendo con un alto gasto y han generado zonas en donde la presión de saturación esté por abajo de los 220 que ustedes plantean ahí en la tabla, pero no sé si tengan algún comentario en relación a esto.
de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
22
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
En el otro caso no hay, está al revés casi, ¿no? Porque en el otro caso tenemos 13.23 de aceite, 13.92 de gas. Pero el siguiente caso que es el Mioceno, ahí sí la presión actual es 225 que está abajo de 264 de la presión de saturación. Entonces bueno, puede ser cuestiones de PVT, pueden ser cuestiones de producción, pero sería muy bueno que lo pudiéramos revisar para pues validar todos los escenarios de pronósticos de producción, que no van a cambiar, i eh! No estoy planteando aquí que se haga la revisión para que lo regresen, está muy bien, pero llama la atención ese tipo de datos. También lo otro que se ve ahí con Plioceno es que el corte de agua es 64% que es lo normal porque tiene un agujero mucho, muy potente. Y comentaron que una posibilidad que se está revisando es inyectar nitrógeno, inyectar CO2. Bueno, eso más adelante también tenemos que estar muy atentos como Comisión Nacional de Hi_drocarburos para que podamos coadyuvar con ellos y generar un Plan de Extracción que maximice el valor.
Pero esto es una anomalía, no podemos tener más gas que el porcentaje de factor de recuperación porque es bajo saturado. La relación de solubilidad, las relaciones gas/aceite no se están midiendo bien el campo, hay pozos que -están más depresionados de los 220, hay otro yacimiento por ahí que está asociado que tiene gas, habría que revisar esos detalles. Pero no cambia definitivamente el comportamiento de lo que se presenta. Pero no está lógico eso.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, MEDINA.- Perdón.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Adelante.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JOSÉ ANTONIO GALLARDO MEDINA.- Bueno, los valores que se presentan son digamos promedio de todo el campo, pero efectivamente tendríamos que ir pozo por pozo para saber efectivamente cuáles están pues ya por debajo de la presión de saturación. Entonces esa sería la forma que podemos.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- La explicación.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JOSÉ ANTONIO GALLARDO MEDINA.- Exactamente, la explicación que se tiene es que es un promedio general de todo lo que viene siendo el yacimiento Plioceno.
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y en el caso contrario, el Eoceno, el gas debería tener un valor mayor que el del aceite. Sí lo tiene, pero muy poquito por arriba.
DIRECTOR GENERAL ADJUNTO, INGENIERO JOSÉ ANTONIO GALLARDO
MEDINA.- Sí, sí, efectivamente. Pero insisto, o sea, aquí la cuestión es por cuestiones de tiempo y de factibilidad para la presentación, pues se toman esos valores. Pero digamos que la práctica recomendable es analizar pozo por pozo y de ahí agrupar cierto tipo de pozos que efectivamente se encuentran con esas características y discretizar los otros teniendo la área o la compartimentalización propia del yacimiento.
COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias Comisionado Presidente.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Gracias. Colegas, ¿alguna otra observación? Secretaria Ejecutiva, por favor."
No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó la Resolución y el Acuerdo siguientes:
RESOLUCIÓN CNH.E.59.002/18
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción, presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0145-MCampo Guaricha.
ACUERDO CNH.E.59.003/18
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, 7, fracción 111, y 44 fracción 11, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
24
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para
la Extracción, presentado por Pemex Exploración y
Producción para la Asignación A-0145-M-Campo Guaricha.
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la propuesta de Punto de Medición Provisional del Área Contractual VC-02 correspondiente al contrato CNH-R02-L03-VC-02/2017, en términos de los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos.
En desahogo de este punto del Orden del Día, con la venia
Comisionado Presidente, la Secretaria Ejecutiva dio la palabra a la
máestra Ana Bertha González Moreno, Directora General de Medición.
La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los
términos que a continuación se transcriben:
"COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Directora, adelante.
DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA ANA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Muy buenas tardes Comisionados. Vamos a presentar el día de hoy lo que es el punto de medición provisional al área contractual 02. Como antecedente vamos a tener que el 7 de diciembre ya se tuvo una resolución donde se le dio a favor el punto de medición provisional para gas de esta área contractual. El 5 de octubre de este año el contratista nos presentó a rnnsideración un punto de medición provisional para crudo, en este caso del campo que se piensa desarrollar que es Manuel Rodríguez Agu'ilar. De acuerdo a las fechas, nosotros tenemos el 5, el 23 de octubre se le solicitó información, se tuvo la opinión de Hacienda y así se hizo el dictamen técnico.
En la siguiente lámina vamos a ver el área contractual dónde se ubica el campo de Manuel Rodríguez Aguilar, que es el campo que nos están solicitando el punto de medición par-a crudo. Este tenemos una producción
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
promedio mensual que se espera de 14.17 millones de pies cúbicos por día,
que aproximadamente tenemos entre 0.5 millones de pies cúbicos por día
de gas. El condensado o los crudos que se piensan tener como petróleo se
maneja alrededor de 47 barriles por día y de 1,031 barriles mensuales. Esto
correspondería más o menos en 34.3 barriles por día. Para esto, la
Dirección General de Medición se apoya para el dictamen en tener en una
propuesta de este punto de medición la identificación, la ubicación, el
responsable, el mecanismo, sistema, procedimiento para la determinación,
la asignación del volumen y precio del hidrocarburo.
Como antecedente vamos a ver que el contratista ya se tiene autorizados
dos puntos de medición provisionales de gas que en este caso lo tenemos
en el Cabezal de Recolección Chilpaya-1 y el otro tenemos el Cabezal de
Recolección Cópite. De estos dos puntos de medición provisionales que se
tienen autorizados dentro de lo que tenemos aquí en el punto de medición
para gas, tenemos que la producción finalmente llega hasta lo que sería
Matapionche para lo que sería la determinación del balance de producción
de estos campos.
En la que sigue vamos a ver que lo que está solicitando el contratista es
desarrollar la Estación de Recolección Manuel Rodríguez Aguilar. Esto va a
depender mucho de las pruebas de producción que se tienen. Las pruebas
de producción. que se tienen y se espera de este pozo es que se tenga
crudo, va a ser un. crudo pesado. ¿5í? Va resultado de las pruebas de
evaluación y ese resultado de esas pruebas de evaluación van a invertir en
este caso de infraestructura a instalar en esta instalación de recolección lo
que sería un cabezal, un separador y dos tanques. De estos tanques, se va
a ir el crudo hacia el punto de medición provisional que nos está solicitando
el contratista hacia la Batería de Separación Matapionche. En esta batería
de separación se tiene un acuerdo operativo con la gente de Pemex
Exploración y Producción. El crudo se estaría manejando una vez por
semana más o menos entre cuatro a cinco pipas que se estaría yendo de
este tanque hacia el TV-48. ¿Sí? Si vemos la que sigue.
Finalmente, la evaluación técnica que hace la Dirección General de
Medición en los puntos que nosotros evaluamos en el dictamen nos da
como procedente y cumplen como identificación, la ubicación y el
responsable, el procedimiento tanto para la determinación de medición
Órga o de Gobierno Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
26
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
volumétrica como la calidad y la opinión de Hacienda que fue favorable. Por lo tanto, pongo a consideración del Órgano de Gobierno la aprobación del punto de medición para crudo.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Si, perdón. Doctor. Perdón, ¿levantaron la mano?
COMISIONADO HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX.- No.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Muy bien. Secretaria Ejecutiva, ¿no hay comentarios?
SECRETARIA EJECUTIVA, MAESTRA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- No hay comentarios.
COMISIONADO PRESIDENTE JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA.- Muy bien. Secretaria Ejecutiva, por favor."
RESOLUCIÓN CNH.E.59.003/18
Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la propuesta de Punto de Medición Provisional del Área Contractual VC-02 correspondiente al contrato CNH-R02-L03-VC-02/2017, en términos de los Lineamientos técnicos en materia de medición de hidrocarburos.
ACUERDO CNH.E.59.004/18
Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X, XXIV y XXVII y 38, fracción 111 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, y 43, fracción 1, inciso h), de la Ley de Hidrocarburos, el Órgano
Comisión Nacional de
Hidrocarburos
de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la propuesta de Punto de Medición Provisional del Área Contractual VC-02 correspondiente al contrato CNH-R02-L03-VC-02/2017.
No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 13:40 horas del día 1 de noviembre de 2018, el Comisionado Presidente dio por terminada la Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria de 2018 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.
La presente acta se firma al final por el Comisionado Presidente y se firma y rubrica al margen de todas sus fojas por los demás Comisionados que en ella intervinieron, así como por la Secretar' Ejecutiva.
Juan Carlos Ze eda Malina
Alma Améri' a rr c,-� ¡ Nésto "'lvtartínez Romero
omisionado
Órgano de Gobierno
Félix Gaspar Franco Hernández Comisionado
Carla Ga ri zález Rodríguez Secretaria Ejecutiva
Quincuagésima Novena Sesión Extraordinaria 1 de noviembre de 2018
28
