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Comisión Nacional de Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

CUADRAGÉSIMA SEGUNDA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:08 horas del día 23 de julio del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, 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 Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez. Estuvo también presente la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Cuadragésima Segunda 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 220.0577 /2019, de fecha 22 de julio 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 19, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.

Con fundamento en el artículo 53 del Reglamento Interno de la Comisión ,/ Nacional de Hidrocarburos, presidió la sesión la Comisionada Alma f./ · América Porres Luna.

A continuación, la Comisionada Porres 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 Cuadragésima Segunda Sesión Extraordinaria 23 de julio de 2019

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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

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-0161-M-Campo lxtoc.

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-0332-M-Campo Terra.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la prórroga del periodo adicional de evaluación presentada por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V. respecto del contrato CNH-R01-L03-A17/2016.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la conclusión del procedimiento de terminación anticipada por renuncia a una parte del Área Contractual, respecto del contrato CNH-R02-L02-AS.BG/2017.

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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-0161-MCampo lxtoc.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Rubén Felipe Mejía González, Subdirector de Área en la Dirección General de Dictámenes de Extracción.

La presentación y los comentarios sobre los temas, se desarrollaron en los términos que a continuación se transcriben:

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

SUBDIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- Hola, ¿qué tal? Buenos días Comisionada, Comisionados. El día de hoy les traemos a su consideración el dictamen técnico de la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción correspondiente a la asignación A-0161-M-Campo lxtoc presentado por el asignatario Pemex Exploración y Producción. La que sigue por favor.

Como antecedentes para esta solicitud de modificación al plan, tenemos que la asignación, el Título de Asignación fue otorgado a Petróleos Mexicanos el 13 de agosto del 2014. Tiene una vigencia de 20 años por ser una asignación de extracción a partir de la fecha del 13 de agosto del 2014. Inició producción el campo en comento en la formación brecha del Cretácico Superior en el año 1984. La producción promedio durante mayo de 2019 fue de 12,000 barriles por día de aceite y 20.85 millones de pies cúbicos diarios de gas. La reserva remanente certificada al 1 de enero del 2019, que es el volumen a recuperar por el que va el operador, es de 12.1


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millones de barriles y 12.3 miles de millones de pies cúbicos correspondientes a 14. 7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La que sigue por favor.

Como relación cronológica de este proceso que se llevó a cabo, tenemos que Pemex ingresó la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo el 5 de marzo del 2019. Posteriormente, se dio la prevención de información el 26 de marzo del 2019. Posteriormente, también el operador atendió las prevenciones y las aclaraciones solicitadas el 12 de abril del presente año. Posteriormente, se declaró la suficiencia de información el 16 de mayo del presente año también. Durante este proceso se solicitó la opinión de contenido nacional a la Secretaría de Economía y a la Agencia de Seguridad se solicitó el estatus en el Sistema de Administración de Riesgos para dicha asignación y tenemos el día de hoy la presentación al Órgano de Gobierno. La que sigue por favor.

Como objetivo y alcance de la modificación al plan tenemos también que esta asignación se localiza en aguas territoriales de la plataforma continental del golfo de México, frente a las costas del estado de Campeche, aproximadamente a 90 km al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche. El campo se encuentra en un tirante de agua de entre 40 y 50 metros, cuenta con una superficie de 96.3 km2• A la fecha la asignación cuenta con 18 pozos perforados, de los cuales 10 son actualmente productores. El objetivo de esta modificación al plan está enfocado a la continuidad operativa del campo y al mantenimiento de la producción base. Más adelante les explicaremos por qué. Como alcance a este objetivo, se tiene que el operador realizará 52 reparaciones menores y 3 estimulaciones, así como el abandono de las instalaciones del campo que consisten en 14 taponamientos de pozos y actividades de abandono a las instalaciones dentro de la instalación. El operador contempla un costo total asociado por 568. 7 millones de dólares, en el cual se incluye el desmantelamiento de las instalaciones hasta el año 2027, y recuperar un total de 12.1 millones de barriles de aceite y 12.3 miles de millones de pies cúbicos de gas a la vigencia de la asignación. La que sigue por favor.

Como datos generales del campo lxtoc que es el único campo dentro de esta asignación, tenemos el área que comprende de 96.3 km2. Tiene una porosidad promedio de entre 6.5% y 10.2%. Teníamos como presión inicial

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del yacimiento 325 kg/cm2, la presión actual del yacimiento es de 169 kg/cm2

• Ya nos encontramos por debajo de la presión de saturación, más adelante la comento. Tenemos como tipo de yacimiento aceite negro de 31 grados API, es un aceite ligero. El factor de recuperación actual para este campo es 50.6%. La formación geológica de donde se produce es la brecha del Cretácico Superior. El mecanismo de desplazamiento principal para los yacimientos de este campo es el empuje hidráulico y casquete de gas. El estado actual de los pozos es que tenemos 10 pozos productores, 3 cerrados sin posibilidades y 5 taponados, de los cuales uno está taponado temporalmente. Como colindancias tenemos al Este el campo Kambesah que también es una asignación de Pemex.

En la figura de la derecha podemos ver los pozos que han sido perforados en el campo. El punto donde se encuentra el pozo lxtoc-36 es donde se encuentran también, es la plataforma donde se encuentran los 10 pozos que actualmente son productores. El pozo lxtoc-1 es un pozo exploratorio, en el cual tuvo un accidente muy grave en la extracción de hidrocarburos de la nación y el pozo lxtoc-lA e lxtoc-18 fueron los pozos de alivio para poder asegurar el influjo de la producción que hubo en este pozo. La que sigue por. favor.

Vamos a hablar en esta lámina de la historia de producción principalmente de aceite y algunos datos específicos para esta asignación. El inicio de explotación del campo fue en el año de 1984, donde se tenía una presión inicial de 325 kg/cm 2• Más adelante empezaron a perforarse algunos pozos. El decaimiento de la producción que se ve en el año 1992 fue una libranza por tendido de oleogasoducto, con la cual la producción se tuvo que reducir. Posterior a esa fecha, tenemos que llegamos a la presión de saturación para los yacimientos del campo que es de 291 kg/cm2

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Posteriormente, se siguió produciendo a lo largo de los años con algunos pozos, llegando a la producción máxima después del otorgamiento, bueno, antes del otorgamiento de la asignación que es alrededor de más de 30,000 barriles por día.

Posterior a esto, con los pozos que quedaron la producción fue cayendo y tenemos la declinación del campo hasta llegar a una presión actual de 169 kg/cm2

• En los años en los cuales se dio el incremento de la producción de aceite del campo, también esto ocasionó que el acuífero activo fuera


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incrementando el flujo fracciona! de agua en los pozos que se venían produciendo. La producción al mes de mayo de este año fue de 12,000 barriles por día de aceite y 20 millones de pies cúbicos diarios de gas con 10 campos productores. La asignación cuenta con un campo maduro que inició su producción desde1984 y tiene una producción acumulada de 151.8 millones de barriles de aceite y 158.5 miles de millones de pies cúbicos de gas. El factor de recuperación actual para aceite es de 50.6% y para el gas es 46.4%. La que sigue por favor. En esta gráfica podemos ver el comportamiento del factor de recuperación en el campo y tenemos que el mecanismo de empuje principal para los yacimientos de este campo es el empuje hidráulico, empuje por agua. La que sigue por favor.

En esta lámina presentamos la justificación de por qué el asignatario está solicitando la modificación al Plan de Desarrollo. La primera justificación es la actualización a los volúmenes originales y en la cuantificación de reservas. Esto dado que en el plan vigente de ronda O el asignatario contemplada un área de mayor tamaño, considerando la posibilidad de la extracción de la zona norte del campo lxtoc. Aquí tenía contemplado perforar siete pozos. Posteriormente, él únicamente logró concluir la perforación de dos pozos que es el lxtoc-25 y el lxtoc-23, cuyos resultados fue la producción únicamente de agua. Posteriormente, él realizó una nueva configuración en la brecha del Cretácico e hizo un recálculo del volumen original en el año 2015, reduciendo el área en más de 10 km2,

quedando únicamente como área de extracción el volumen donde se encuentran los pozos actualmente productores. También podemos decir que el contacto aceite-agua original que se tenía contemplado era a la profundidad de 3,650 metros verticales y actualmente se ubica a 3,600 metros verticales. Otra justificación, otra justificación que se da para esta modificación al plan es que el operador propone erogar un monto de 562 millones de dólares que, junto con lo erogado a la fecha, representa un decremento del 63% respecto del originalmente propuesto en el plan vigente. La que sigue por favor.

Continuando con la evaluación de esta solicitud de modificación, tenemos en cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos la tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables. En esta lámina presentamos la evolución de los volúmenes originales, qué fue lo que pasó con la reducción


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del área de extracción de este campo. El volumen original de aceite que se tenía en el año 2014 superaba los 600 millones de barriles y a la fecha se redujo más o menos la mitad, con lo que tenemos un volumen de 300 millones de barriles de aceite de volumen original. Respecto al gas, sucedió algo semejante. Se redujo de más de 700 miles de millones de pies cúbicos a un poco más de 300 miles de millones de pies cúbicos de gas como volumen original. Esto, dado los resultados de los pozos obtenidos en la perforación de los pozos en la zona norte, el lxtoc-25 e lxtoc-23 y con la información de registros geofísicos tomadas a los mismos. La reducción del área quedó de 37.05 km2 a 22.38. La que sigue por favor.

El cambio en los volúmenes originales tanto para aceite y para gas también dio al cambio en las reservas remanentes de aceite y de gas. Ahora solamente tenemos reservas probadas de aceite y reservas probadas de gas que han ido disminuyendo con el paso del tiempo debido a la producción de los pozos. La que sigue por favor.

El contratista para esta solicitud de modificación al plan está contemplando o contempló tres alternativas, de las cuales se decidió por una alternativa seleccionada, cuya diferencia radica principalmente en el número de reparaciones menores a realizar y que la alternativa 2 y 3 contemplan la posible ejecución de reparaciones mayores para la reactivación de tres pozos. Estos pozos se encuentran en una zona ya invadida por agua, por lo tanto, la ejecución de estas reparaciones mayores implica un alto riesgo de irrupción de agua. Por lo tanto, se decidió el operador por la opción que únicamente contempla la continuidad operativa de los pozos del campo mediante la ejecución de 55 reparaciones menores. El volumen a recuperar por parte de las tres alternativas tanto para aceite como para gas sería el mismo. Simplemente con la ejecución de las reparaciones menores, únicamente la producción se alcanzaría o el volumen a recuperar se alcanzaría un año posterior hasta el año 2025. En cuanto a los indicadores económicos, la alternativa que le resulta más rentable al operador es la alternativa seleccionada ya que ofrece el mayor VPN después de impuestos y el índice de utilidad más positivo aun después de impuestos. La que sigue por favor.

Continuando, tenemos el perfil de producción de aceite, un poco de histórico de producción del campo del año 2013 al 2019. El comparativo

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entre el pronóstico de producción que se tenía en el plan vigente en ronda O respecto al pronóstico de producción actual. Podemos ver que el pronóstico de producción del plan vigente era superior y ya contemplaba la perforación de más pozos, de siete pozos adicionales. Y aun con la producción de estos dos pozos, la producción del campo ha ido disminuyendo a lo largo del tiempo y para el plan propuesto tenemos que del 2019 al 2025 el operador plantea la producción o el acumulado de 12.1 millones de barriles de aceite, incrementando el factor de recuperación de aceite de 50.6% a 54.6%.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Moreira, por favor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Oye, si ves en el inicio de la vigencia de la asignación, estaban en 32,000 barriles diarios cuando arranca esto y en los años subsecuentes se cae la producción a la mitad de lo que pensaban que iba a suceder. Si te vas al año del 2017, pues estaban esperando sacar, no sé, 35,000 barriles y al año 2017 ya estaban en 16,000 barriles. ¿Entonces por qué esta diferencia tan grande entre lo planeado y esperado en la ronda O con los resultados que finalmente sacaron?

SUBDIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- La diferencia tan grande es por el incremento de la producción contemplada con los pozos adicionales en la parte norte del campo. Pero con la perforación de dos pozos vieron que la zona ya estaba invadida de agua y no era necesario o no era rentable perforar más pozos.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho Comisionado para precisar. Si se dan cuenta, a partir del 2012 empieza a incrementar el flujo fracciona! de agua, lo que empieza a que ya tengan cercano a la fecha 55% de flujo fracciona! en todos los pozos que están en el bloque digamos sur. Los dos pozos que se perforaron en el bloque norte salieron invadidos de agua. Solamente el lxtoc-22 resultó productor y fue productor en el mes de mayo de 2013 y solamente produjo ese mes. Estaba en un alto estructural. Después de eso solamente se contempló el desarrollo o seguir la producción que se tenía en el bloque sur. Por eso es que disminuye el volumen y empieza la declinación también por el flujo fracciona!. Si nos damos cuenta ahí, en 2018 ya está cerca del 55%.


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COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero yo sé que no podemos modificar el pasado, ¿pero hubiera sido posible digamos disminuir la invasión del agua?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Correcto, controlando los flujos y el ritmo de vaciamiento. Si nos damos cuenta, en 2011 empezó a incrementar la producción, llegando a un pico de producción máximo en la historia del campo y también en ese momento empieza la irrupción digamos excesiva de agua, llegando a la fecha ya con 55%. Se podría hacer con el ritmo de vaciamiento, tendiendo a ser menor. Lo que también se vio a partir de esto que el empuje hidráulico que se tiene - como se mencionó en diapositivas anteriores- es fuerte, es muy fuerte el acuífero que se tiene presente en el campo.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Bueno, déjenme continuar la pregunta. Pero entonces si ya tenemos este problema, ¿qué van a hacer para evitar que siga avanzando el agua y que finalmente sea ya digamos muy difícil sacar producción petrolera? Ahorita ya estás en el 50% de agua.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- 55% promedio.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Bueno, ¿qué va a pasar cuando estés en el 80% o lo que sea?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho, más adelante se va a exponer. Viene el monitoreo del avance del contacto y también propiamente se tiene lo que son las reparaciones menores. Si bien no es para el agua, sino es para controlar los depósitos de inorgánicos que se tienen dentro de los pozos productores que van a abatir la producción. Ese es el problema con el que se están enfrentando porque también son de alta salinidad. Son alrededor de 120,000 partes por millón lo que hace que se depositen inorgánicos, que es carbonato de calcio dentro de la tubería. Precisamente en el yacimiento solamente es monitoreo del contacto aguaaceite.

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COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Mejía, puede continuar.

SUBDIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- Si regresamos por favor a la lámina anterior. La 14. Bueno, respecto al perfil de producción de gas sucede más o menos la misma historia con respecto al aceite. La diferencia respecto a lo contemplado en el plan vigente respecto a lo histórico y al pronóstico de producción contemplado en esta modificación del plan es derivado de la actividad adicional que no se ejecutó y que no se contempla ejecutar y únicamente el mantenimiento de la producción base y la optimización de esta producción, teniendo como objetivo recuperar 12.3 miles de millones de pies cúbicos e incrementar el factor de recuperación de gas de 46.4% al 49.9% dentro de la vigencia de la asignación. La que sigue por favor.

Aquí tenemos el cronograma presentado por el asignatario, las actividades que contempla realizar en los próximos años. Tenemos 55 reparaciones menores que constan de 48 limpiezas de aparejo. Esto debido al alto problema en la precipitación y en el problema de incrustaciones en la tubería de producción. Realizar tres estimulaciones ácidas y cuatro reparaciones que contemplan principalmente el cambio de mandriles, corrección de anomalías en el sistema de bombeo neumático o cambiando la profundidad de inyección a la cual se inyecta el gas para levantar los líquidos de los pozos. Tenemos también el taponamiento de 14 pozos, que estos son los 10 pozos actuales produciendo más los 3 pozos cerrados y el taponado temporal. Y el abandono de 5 duetos y 4 estructuras que tiene la asignación que es tres octápodos y un trípode en la zona sur del campo.

También contempla, perdón, la lámina anterior. También se contempla la toma de información y estudios que constan de 9 registros de presión de fondo cerrado para tener el monitoreo constante en los pozos, el análisis de núcleos como mediciones de presiones capilares y permeabilidades relativas, el daño a la formación y un estudio de preselección de procesos de recuperación mejorada que se pudiera implementar en este campo para incrementar la producción. La que sigue por favor.

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Dentro de la Comisión se realizó un comparativo del factor de recuperación pronosticado para este campo con una base de datos especializada con la que contamos. Se ingresaron las siguientes características a la aplicación, como es el tipo de hidrocarburo, la densidad, edad geológica, litología, la presión inicial del yacimiento y su ubicación y se obtuvo que el campo lxtoc tiene un factor de recuperación por encima de campos que se encuentran en la misma zona en el país y tenemos el factor de recuperación de 27.8% para un campo Sirri que se ubica en el país de Irán. Se puede decir de este análisis que en el campo Sirri se ejecutó una prueba piloto de inyección alternada de agua y gas que elevó únicamente con esta prueba el 7.6% del factor de recuperación final del campo al inicio de su explotación. Por lo tanto, en el campo lxtoc esto podría haberse realizado con anterioridad para evitar tanta irrupción de agua y también obtener una mejor producción. En el campo Abkatún que es nacional, también se está ejecutando un proceso de recuperación secundaria que es la inyección de agua. La que sigue por favor.

Respecto a otro cumplimiento del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, tenemos el que debe cumplir con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural. Para esta asignación tenemos que el asignatario ha tenido una meta de aprovechamiento real desde el 2016 de 94.6% al 2018 de 97.39%. La meta que se tiene para esta asignación es del 98% y el asignatario la cumplirá desde el año 2019 en adelante en la historia de producción del campo. Esto se mantiene conforme a lo aprobado en el PAGNA aprobado el 20 de junio del año 2018, ya que la meta de aprovechamiento de gas no cambia y se alcanza en la misma fecha contemplada.

Respecto a los mecanismos de medición de producción de hidrocarburos, el asignatario presentó lo siguiente. Tenemos que las corrientes de aceite se separarán en la plataforma lxtoc-A y se enviarán por un oleoducto y un gasoducto hacia la instalación fuera de la asignación Akal-F. Posteriormente, el gas seguirá su corriente hacia el Centro de Proceso AkalJ y Centro de Proceso Akal-C, donde se realizará el endulzamiento para su regreso a la asignación e inyectarse en el sistema de levantamiento artificial de bombeo neumático. El otro restante del gas producido, junto con la producción de otras asignaciones, se enviará hacia el complejo Nohoch-A, posteriormente al Centro de Procesado Atasta y hacia Ciudad Pemex en tierra, el Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex y Cactus

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para la realización de la -medición fiscal. Respecto al aceite, después del Centro de Proceso Akal-C, seguirá su camino hacia la Terminal Marítima Dos Bocas y al Centro Comercializador de Crudo Palomas, donde se realizará la medición fiscal del aceite producido en esta asignación. la que sigue por favor.

Respecto al Programa de Inversiones, tenemos que el operador tiene contemplado erogar 562.18 millones de dólares como total de inversión que contempla las inversiones y gastos de operación y otros egresos de 6.55 millones de dólares. Esos otros egresos se refieren a las erogaciones por concepto del manejo de la producción y al mantenimiento de instalaciones fuera de la asignación lxtoc. El mayor porcentaje de estas inversiones se va a la actividad de producción, posteriormente a la de abandono y por último en menor cantidad la actividad de desarrollo. La que sigue por favor.

Después de la evaluación económica realizada por esta Comisión, se realizó con las siguientes premisas. Tenemos la producción de aceite, la producción de gas que es la producción que se obtiene propiamente del campo más la compra de gas adicional menos los autoconsumos, el utilizado para bombeo neumático y el gas no aprovechado. Tenemos el precio del gas de 3.26 dólares por millar de BTU. El precio del aceite promedio 61.77 dólares por barril. La tasa de descuento utilizada del 10% y el tipo de cambio que Pemex está contemplando que es de 20.5 pesos por dólar.

Una vez que se utilizaron estas premisas se realizó la evaluación económica y los resultados obtenidos fueron antes de impuestos indicador económico de valor presente neto de 460.74 millones de dólares, la tasa interna de retorno indeterminada, el valor presente de la inversión de 182.55 millones de dólares y el índice de utilidad de 2.52. Después de impuestos tenemos un valor presente neto negativo de -40.90 millones de dólares, un valor presente de la inversión de 182.55 millones de dólares y un índice de utilidad de -0.22. Dado este indicador económico negativo después de impuestos, pero teniendo que el campo es un campo maduro en declinación del cual se ha obtenido el 92.6% de su producción recuperable y que todavía le falta por erogar 149 millones de dólares a partir del año


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2025 para el abandono tanto de pozos como instalaciones, se está contemplando aprobar este proyecto.

Como recomendaciones al operador por parte de esta Comisión tenemos que se continúe con el monitoreo del avance del contacto agua-aceite. Lo anterior, considerando el tiempo de producción que ya tiene este campo y el contacto agua-aceite alto actual, para que se puedan tomar las medidas oportunas enfocadas a estabilizar el corte de agua y lograr tener el volumen de reservas esperado sin todavía una mayor irrupción del agua. Y el operador ya contempla limpiezas a pozos, pero estamos sugiriendo o recomendando tomar medidas oportunas y contemplar el uso de limpiezas a estos pozos con más frecuencia para evitar la reducción de los diámetros en las tuberías de producción y por ende la disminución de la producción de los hidrocarburos esperados. La que sigue por favor.

Como cumplimiento a la normatividad aplicable para esta solicitud, tenemos el cumplimiento a la Ley de Hidrocarburos, el artículo 44, fracción 11; el cumplimiento de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el artículo 39; cumplimiento a diversos artículos y fracciones de los Lineamientos de Planes; cumplimiento a diversos artículos y fracciones de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos; y cumplimiento a las Disposiciones Técnicas para Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, ya que los yacimientos de este campo tienen gas asociado al petróleo. La que sigue por favor. Y por nuestra parte el análisis técnico de esta Dirección sería ese.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Mejía. Comisionados, ¿algún comentario, alguna pregunta? Comisionado Martínez,

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias doctora Alma América. Es referente al análisis de rentabilidad del proyecto. Se planteó que hay un valor presente de la inversión de 182 millones de dólares. ¿A qué se refiere esas inversiones? Porque el plan no considera más que construcción de instalaciones por 5 millones de dólares y duetos por 2.54. No se van a perforar pozos. ¿Cuáles son las inversiones que están considerando?

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DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE

PROSPECTIVA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR

FRÍAS GARCÍA.- Básicamente Comisionado le podríamos comentar que son

las relativas a las actividades que comentaba el ingeniero Mejía de

reparaciones menores y el abandono. El abandono son 150 millones de

dólares lo que está proponiendo el operador.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces dentro de la

inversión se considera también el abandono.



FRÍAS GARCÍA.- Sí. Si, en el Programa de Inversiones si nos vamos a la

lámina ...

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- El abandono son 148

millones, pero son 148 millones dentro de siete años más o menos. En valor

presente neto pues no llegan a 182, debe de ser menos, descontados con

una tasa de interés del 10% por siete años. ¿Qué otra cosa más? Porque no

me dan las cuentas.



FRÍAS GARCÍA.- Lo que vemos en la lámina también Comisionado es que en

el rubro de producción tiene el rubro de general. En general está

considerando un monto de 335 millones de dólares. Esto lo podemos

comentar que es relativo a la compra del gas para el bombeo neumático

que requiere el campo. Sin embargo, este que puede parecer un costo

excesivo finalmente es un gas que entendemos que contablemente entra

y sale porque también lo considera como un ingreso. Pero como lo

considera como un costo, lo estamos también señalando dentro del

Programa de Inversiones.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero entonces sería mucho

más, porque el valor presente neto de la inversión son 182 millones y ahí

son 335 millones repartidos en siete años. Yo creo que también algo que

tienen ahí es el tratamiento del agua porque están produciendo muchísima

agua. Eso fue lo que se dijo antes. No me quedó claro bien cómo está lo del

valor presente de la inversión porque todo depende cómo se considere


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dentro del análisis económico, porque finalmente se están invirtiendo 568 millones de dólares y después se tiene un valor presente neto de 460 millones antes de impuestos, lo cual es un bueno negocio. O sea, porque finalmente invierto 560, recupero mis 560 y todavía obtengo 460. Después de impuestos pues ya no se ve tan bien, ¿verdad? Se ve pues que es negativo. Entonces bueno, lo que siempre hemos propuesto aquí en este tipo de casos es que ojalá se revise el régimen fiscal, ¿verdad? Para que la empresa pues no tenga pérdidas por producir un cam,>o de este tamaño.

Ahora, la otra cuestión es el factor de recuperación. El factor de recuperación es muy grande, pero es muy grande porque también el volumen original ha cambiado mucho. ¿Verdad? Entonces a mí me parece, y eso ya sí es una cuestión particular técnica Néstor Martínez - porque estoy totalmente de acuerdo con todo lo que ustedes presentaron y yo votaría a favor-, es que hay una gran oportunidad aquí en este campo. Yo creo que se podría obtener más aceite con algún proceso de recuperación secundaria o mejorada que definitivamente a lo mejor en este momento no es rentable. Habría que, Petróleos Mexicanos tendría que ver el cómo poder llevar a efecto este tipo de operaciones en el campo en la medida que vayan teniendo pues mejores tecnologías, mayor posibilidad de inversión.

En otras palabras, este es un Plan de Desarrollo que es dinámico. Aunque ya está al final, todavía puede cambiar. Entonces ojalá el operador dentro de algún tiempo, en algunos años nos traiga otro cambio en el que nos diga que se va a incrementar el factor de recuperación y que vamos a tener más recuperación de aceite y gas de este yacimiento, el cual es icónico. Yo creo que en todo el mundo nos acordamos o se acuerdan del lxtoc por el accidente que se tuvo. Muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias Comisionado. ¿Algún otro comentario? Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Si nosotros regresamos otra vez a la figura 14. En la figura 14 me informaron en la pregunta anterior que hice que ellos encuentran que en la zona norte no era como ellos esperaban. Se perforan dos pozos, resultan no buenos y entonces hacen un cambio en su plan realmente porque cierran la zona norte y se van a concentrar en la zona sur. Mi pregunta es en qué momento deberían

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habernos avisado que están apartándose de una manera muy significativa de su plan de producción. Porque ellos tenían un plan de producción con muchos más pozos, mucha más inversión y ya en el 2016 ya sabían que no lo iban a hacer por razones que ustedes ya me explicaron de qué se trataba. Pero en el sentido nuestro, seguimos con la información anterior. Nosotros esperamos las inversiones, esperamos los pozos, esperamos la producción y entonces en qué momento o en qué momento la normatividad indica que debería haber habido un aviso o un nuevo plan o una notificación, lo que sea.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si somos precisos con los lineamientos anteriores, tendría que haber desde 2015 por dos supuestos que eran los supuestos de modificación previos de los lineamientos. Era el inciso a que marcaba que era cuando un cambio en la estrategia de desarrollo del yacimiento y el inciso b también cuando era la reclasificación o recategorización de reservas. Ya tenían dos supuestos de modificación desde 2015. Uno por el cambio en el volumen original al ya no contemplar lo que era el bloque norte y el otro es cómo se empezó a recategorizar la reserva también y el cambio en la estrategia, porque estos siete pozos que se iban a hacer en el bloque norte ya no se ejecutaron, salieron dos invadidos de agua y solamente uno que fue el lxtoc-22 produjo un mes. Entonces a partir de 2015 es cuando teníamos que haber tenido la modificación del plan como tal ante estos dos supuestos.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Es importante porque si no a la hora en que se hacen pronósticos y se hacen evaluaciones estás tomando una información que ya se sabe que no es correcta. Entonces a nosotros no sé si vale la pena ponerlo en la recomendación es que en estos casos se nos dé aviso de la manera pues si quieres más inmediata posible cuando hayan tomado la decisión de que van a cambiar su estrategia de producción.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho, atendiendo este comentario doctor. Ya los nuevos Lineamientos de Planes ya lo traen por defecto o de facto. ¿Por qué? Porque ellos traen una variación del más menos 30% a la inversión de forma anual. Entonces ahí podríamos tenerlo


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de forma inmediata. También asimismo ya trae la parte de la perforación de pozos que ya también es un seguimiento anual donde ya se tiene en el artículo 62 una tabla en la cual pueden hacer actividad más o menos sin que presenten la modificación, pero ya es un corte anual, ya se tiene una variación del 30% también en producción. Entonces ahí sí podemos dar un seguimiento puntual.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Quizá habría que pedirle a la UATAC que hiciera ese informe de actualización de información.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Y también ya nada más para corroborar que estos ya estaban también dentro dél año pasado en el seguimiento de los 30 principales que fueron susceptibles a la modificación. De 2018 fue donde se detonó todo este proceso con Petróleos Mexicanos.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Tengo otra pregunta. En algún momento plantearon que el empuje es hidráulico, pero también por casquete de gas. ¿Hay casquete de gas ahí? Porque el empuje por segregación gravitacional es de los más adecuados en los yacimientos, permiten obtener un factor de recuperación más alto. Pero como que después en la presentación ya no se observa. El espesor son más o menos como ciento y tantos metros, las permeabilidades son muy buenas, pero no sé cómo sea el lechada y si realmente se llegó a formar el casquete de gas.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho, sí lo manifiestan y nos manifiestan que en la presión de burbuja se alcanzó los 291 kilos. Actualmente están alrededor de 169 kilos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero no necesariamente significa que hay casquete de gas.

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TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- No. También aquí en la parte de que es fracturado sí manifiestan que hubo esa segregación que se formó por este movimiento. O sea, sí llegaron a una saturación crítica que hubo movimiento del fluido, en este caso gaseoso. Se generó este casquete, sin embargo, sí, exactamente como dice el ingeniero Rubén, es un mecanismo secundario. El principal que se está efectuando realmente nada más es el movimiento del agua por el acuífero. Entonces de hecho eso se vio cuando hicimos las tendencias de normalizadas de presión contra la producción, ahí pudimos identificar un cambio en tendencia, pero es mínimo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK, muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Yo quisiera nada más-¿no hay otro comentario Comisionados? - comentar lo que quizá ya hemos dicho en algunas otras presentaciones de este tipo de proyectos. Es de que en este caso por la evaluación económica se está viendo el proyecto de una manera muy parcial. O sea, se está viendo únicamente al final digamos de la declinación de este proyecto. Por lo tanto, esta evaluación económica que se está presentando el día de hoy es únicamente por ahora sí que de aquí a la vida o el límite económico, en este caso el límite económico del yacimiento.

Si nosotros hiciéramos ese cálculo a nivel de toda la vida productiva del yacimiento, desde luego que este yacimiento debería de salir con números positivos dado el factor de recuperación que se tiene, aunque se haya disminuido el volumen original considerado inicialmente. Entonces digamos que siempre hay que hacer esta aclaración para que no se vaya uno con la idea de que es negativo el proyecto. No. En realidad, si se viera completo el proyecto, el proyecto saldría positivo en todos los números, inclusive después de impuestos. ¿No? El asunto es de que estamos viendo solamente ya los últimos años de vida, cuando menos como se está

/ planteando en este momento. Ese es un comentario que quería hacer.

El otro comentario es del comparativo del factor de recuperación ustedes mencionaban a un yacimiento de Irán. Ese yacimiento de Irán supongo que no es un yacimiento naturalmente fracturado. ¿O sí? Que es la figura 16.


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SUBDIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- ¿La figura 16, el campo Sirri?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Exacto. O sea, porque las características que ustedes pudieron no necesariamente es para un yacimiento fracturado. Y digo, lo estoy comentando porque al final de cuentas sí hay que considerar que en el caso Abkatún, el caso lxtoc y en el mismo caso de Kambesah está en la brecha del Paleoceno, Cretácico Superior, que es yacimiento fracturado. La pregunta es el caso del campo Sirri seguramente no es un yacimiento fracturado y por tanto el factor de recuperación no es tan alto comparativamente. ¿No? O no sé.

SUBDIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.Efectivamente, sí. O sea, tomamos que fuera de la misma edad geológica, de litología semejante que sí cuenta con calizas y dolomías pero sí, el fracturamiento o sí, la permeabilidad no es necesariamente la misma.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, no es. Y por eso es el cambio del factor de recuperación tan drástico, ¿no? Por los yacimientos que tenemos en la sonda de Campeche que son fracturados en estas áreas. Y la última es debido al cambio de volumen, o sea, del área que nos están considerando, ¿no hicieron un cambio de coordenadas en cuanto a la asignación o se queda la asignación tal cual originalmente se había

planteado?

SUBDIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO RUBÉN FELIPE MEJÍA GONZÁLEZ.- No. Las coordenadas de la asignación o alguna solicitud de modificación al título no se ha dado, continúa igual.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿No sería bueno hacer una recomendación? Es que si uno ve las coordenadas inicialmente consideradas y el área que queda finalmente, yo lo digo porque finalmente aquí Petróleos Mexicanos estará pagando por el área de asignación de desarrollo que se tenía originalmente planteada, que es toda esta. Y actualmente pues creo, si bien entendí, es de que es de aquí. Esto ya está invadido, pues ya no funciona. Entonces en realidad es esto el yacimiento.


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¿No? Y aquí cierra. Entonces pues toda el área que está al Norte ya no es un área de desarrollo. Entonces quizá valga la pena, perdón, yo soy la ponente, pero hasta ahorita que lo visualicé. Creo que es un punto que sería interesante comentarlo porque el área de asignación de desarrollo está considerando toda la parte norte que finalmente pues ya no tiene sentido tenerla y pagar los derechos por esa parte. Digo, a lo mejor como recomendación no estaría mal el comentario. ¿Sí? SI no hay algún comentario. Si, Comisionado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Me gustaría que regresaran a donde hacen la comparación con otros yacimientos y pues volver a enfatizar que cada yacimiento es totalmente diferente a los demás. Si bien Abkatún e lxtoc están en la misma área geológica y la misma litología, no necesariamente tienen las mismas características. Por ejemplo, el coeficiente de flujo lnter poroso puede ser muy diferente en Kambesah o en Abkatún o en lxtoc. El tipo de fluidos también o los tipos de empuje. Realmente estas gráficas nos sirven como para tener una idea de si realmente tenemos una buena explotación, pero la mejor forma de hacerlo es comparar lxtoc con lxtoc, las diferentes posibilidades de estrategia de explotación.

Siempre lo hacemos, pero creo que la doctora ahorita tocó un punto ahí bien importante. Dice, Sirri es fracturado. Puede ser fracturado, pero depende del grado de fracturamiento. Unos pueden ser super fracturados, fracturados naturalmente, y otros no tanto. Entonces el tamaño del bloque, el coeficiente de flujo lnter poroso, la recristalización en las fracturas, como dije hace rato el tipo de fluido, el tipo de empuje. Si es segregación gravitacional, pues va a tener mucho mayor factor de recuperación. Entonces bueno, simplemente es una medida que aquí acostumbramos mucho, pero que cada vez que puedo yo me encargo de decir que cada yacimiento es diferente y que no lo puedo comparar con otro y decir que, si el otro tuvo menos y este tiene más, ya por eso está siendo bien explotado. Más bien la explotación la validamos en el plan y el plan debe tener todas las posibilidades de explotación de tal forma que podamos encontrar la que es más adecuada para ese campo. Pero nuevamente, creo que aquí en lxtoc hay que plantear que el volumen original a lo mejor se podría ajustar y a lo mejor no fueran 54%, pueden ser


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56% o 50%. No sabemos exactamente, pero todavía hay muchos hidrocarburos.

Y el otro comentario también bien interesante es esto del análisis de rentabilidad. Nuestra regulación ahora le obliga a todos los operadores a que vayan guardando dinero del aceite que van produciendo para el abandono, cosa que no tenemos en lxtoc. lxtoc va a tener que pagar con el aceite final pues todo el abandono. Eso significaría que si la regulación la hubiéramos tenido desde el año 1984 cuando inició lxtoc, ahorita tendrían guardados los 140 y tantos millones de dólares, porque son 150 millones en total, de tal forma que el proyecto sería rentable. Pero va a haber un momento, aunque la regulación hubiera estado vigente, al final del periodo en donde ya no va a ser rentable. Pero los análisis de rentabilidad se hacen en todo el proyecto y nosotros lo estamos revisando pues porque nos están haciendo los cambios de planes. ¿No?

Entonces sí va a haber casos más adelante, por ejemplo, este mismo lxtoc. Si hacemos el análisis de rentabilidad del proyecto en los dos últimos años, pues va a salir super negativo. Y nosotros diríamos pues no, pues ya no lo hagan. No, pues es que tiene que hacerlo porque finalmente, viéndolo como proyecto, es rentable. Y creo que ese comentario de la doctora es super importante para que tengamos una visión clara de que la rentabilidad pues no se hace así con los últimos años. Y bueno, que ya tenemos la regulación en la cual todos los operadores tienen la necesidad de ir guardando dinero para el abandono. El abandono puede ser mucho, muy caro y más en el mar. ¿No? 150 millones de dólares para lxtoc con siete pocitos. ¿No? Y bueno, parece que es pequeño. Imagínense un Akal u otro tipo de yacimientos que tienen muchísimos más, los costos de abandono son super fuertes. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si no hay más comentarios Comisionados, Secretaria Ejecutiva 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:


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RESOLUCIÓN CNH.E.42.001/19

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-0161-MCampo lxtoc.

ACUERDO CNH.E.42.001/19

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, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra 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 presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación A-0161-M-Campo lxtoc.

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-0332-MCampo Terra.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra a la ingeniera Angélica Victoria Hernández, Subdirectora de Área en la Dirección General de Di támenes de Extracción.

Órg no de Gobierno Cuadragésima Segunda Sesión Extraordinaria 23 de julio de 2019

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Hidrocarburos

La presentación y los comentarios sobre el tema, se desarrollaron en los términos que a continuación se transcriben:

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

SUBDIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERA ANGÉLICA VICTORIA HERNÁNDEZ.- Gracias, buen día a todos. Me permito presentar la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la asignación A-0332-M-Campo Terra presentado por Pemex Exploración y Producción. En cuando a la relación cronológica, Pemex ingresó su solicitud de modificación del plan el día 28 de enero del presente año. Esta información le fue enviada a Secretaría de Economía para lo referente al cumplimiento del contenido nacional y a la ASEA para · el Sistema de Administración de Riesgos. La CNH emitió la prevención a PEP el 19 de febrero. PEP respondió la atención a la prevención el 13 de marzo y declaramos suficiencia de información el 11 de abril. Después de esto, tuvimos una comparecencia el 21 de mayo del presente año y Pemex ingresó un alcance de información el 28 de mayo. Por lo tanto, estamos presentando el día de hoy la solicitud de modificación al Plan de Desarrollo de PEP.

La asignación Terra se localiza a 24 km al sureste de la ciudad de Comalcalco en el estado de Tabasco. Es productor de aceite y gas asociado, tiene 13 pozos productores actualmente. La modificación contempla 3 reparaciones mayores, 102 reparaciones menores y 19 taponamientos. Mediante este plan se prevé recuperar 12.9 millones de barriles de aceite y 52.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. El costo total asociado es de 231.5 millones de dólares.

En cuanto a las generalidades, la asignación tiene 39.7 km2 de área, fue descubierta en el 2009. La porosidad va del 3% al 10%. Su presión inicial fue de 809 kg/cm 2• La presión de saturación fue de 379 kg/cm2y la presión actual es de 201 kg/cm2• Es aceite de 41 grados API. Las formaciones geológicas asignadas es el JSK, el Cretácico Inferior, Cretácico Medio y Cretácico Superior. Los mecanismos de empuje es la expansión roca-fluido y la expansión de gas. El factor de volumen de aceite inicial es de 2.4 y la temperatura inicial del yacimiento fue de 146 ºC. Colinda con el campo Sen y el campo Navegante. En la parte derecha podemos observar la


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configuración estructural del JSK, en la parte superior derecha la configuración del Cretácico Medio. Es importante mencionar que en el bloque norte existe el Jurásico y el Cretácico y en el bloque sur solamente está la presencia del Cretácico Medio.

De la historia de producción se distinguen siete etapas principalmente. La primera es donde se incorpora el pozo Terra-1 exploratorio en Jurásico. La segunda etapa incorpora el pozo Terra-23 y comienza la declinación del Terra-1, esto asociado al incremento del flujo fracciona!. En la etapa 3 se incorpora el pozo Terra-3 y se realizan estimulaciones. La etapa 4, que es donde se alcanza la mayor producción que fueron 33,000 barriles de aceite, es asociada a que se incorpora producción en el Cretácico Medio y también se hacen reparaciones mayores. La etapa 5 es una etapa de declinación asociada al incremento del agua y al abatimiento de presión. La etapa 6 considera reparaciones mayores y pozos en Jurásico y Cretácico. La etapa 7, que es una etapa actual, es una etapa de declinación por incremento de agua, abatimiento de presión. En esta etapa también se realizó la evaluación del bloque sureste. Los mecanismos de empuje principales en el campo Terra es la expansión roca-fluido y el gas en solución.

En cuando al cumplimiento del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, está dividido en tres partes. La primera parte es la tecnología y el plan de producción que permitan maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables. Aquí se muestra el comparativo de la reserva de 2018, 2019. Como se observa en la reserva 3P, hubo una reclasificación y una disminución. Esto asociado al bloque sureste ya que ahí se perforó el pozo exploratorio Terra-2DL y se realizó una prueba de alcance extendido. Esto ayudó a redimensionar el bloque, por lo tanto, el volumen a recuperar es de 12.9 millones de barriles de aceite y de gas 52.7 miles de millones de pies cúbicos.

Pemex presentó tres alternativas para el desarrollo. La primera alternativa, que es la seleccionada, incluye tres reparaciones mayores. Estas tres reparaciones mayores van a ser realizadas en el bloque norte y en el bloque sur. Incluye también BNA, incluye 102 reparaciones menores para recuperar un volumen de aceite de 12.9 millones de barriles, un volumen de gas de 52.7 miles de millones de pies cúbicos. El gasto de operación es de 145.7 millones de dólares. La inversión es de 79.9 millones de dólares y


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¡ ~i.M~ i Comisión Nacional de

Hidrocarburos

el valor presente neto después de impuestos es de 257 .2 millones de dólares.

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En la alternativa 2 también incluye tres reparaciones mayores, pero estas solamente están asociadas al bloque norte y solamente hay una formación de interés que es el Cretácico Superior. la producción a recuperar es de 8.5 millones de barriles de aceite, 38 miles de millones de pies cúbicos de gas. El gasto de operación para esta alternativa es de 107.5 millones de dólares, una inversión de 74.2 millones de dólares y el valor presente neto después de impuestos es de 152.8.

En la alternativa 3 solamente se considera el mantenimiento de la base a través de las 102 reparaciones menores. la producción a recuperar es de 7.4 millones de barriles y 35.2 miles de millones de pies cúbicos de gas. El gasto de operación es de 99.1 millones de dólares, la inversión es de 69.5 millones de dólares y el valor presente después de la inversión es de 129 millones de dólares. Como se puede observar en la parte derecha, la alternativa elegida es la que recupera mayor cantidad de aceite y también es la alternativa más rentable.

Bueno, en esta gráfica se presenta el comparativo del plan vigente que es ronda O contra la modificación. Aquí es importante mencionar que en ronda O se tenían documentadas 22 perforaciones, de la cuales solamente se realizaron 10. Esto debido a los ajustes presupuestales y al comportamiento dinámico del yacimiento. El gasto a mayo de 2019 es de 10,900 barriles. la NP estimada de 2009 a 2032 es de 66.5 millones de barriles. El volumen original es de 191.9 millones de barriles para obtener un factor de recuperación final del 34. 7%. En cuanto al gas, el gasto actual es de 45.3 millones de pies cúbicos diarios de gas. la acumulada de gas se prevé que sea de 228.1 miles de millones de pies cúbicos. El volumen original de gas es de 541.4 miles de millones de pies cúbicos para obtener un factor de recuperación final del 42.1%.

En cuanto a las actividades a realizar, se muestra el cronograma de las 3 reparaciones mayores que se van a realizar, las 102 reparaciones menores, los 19 taponamientos. Aunado a esto, se va a tomar información que consiste en 45 registros de presión de fondo fluyendo, 38 registros de presión de fondo cerrado y 5 registros de producción.


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Se realizó el comparativo del factor de recuperación a nivel nacional para evaluar el rango en el que estaba el campo Terra. Los criterios de búsqueda fueron el tipo de fluido, la edad geológica y que fueran campos terrestres. Entonces se pudo observar que Terra para tener solamente recuperación primaria tiene un buen factor de recuperación.

En cuanto al Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, este se mantiene en los términos aprobados en 20 de junio de 2018 mediante la resolución CNH.E.37.002/18, ya que este programa cumple con la meta de aprovechamiento, cumple con la RGA, no prevé inversiones adicionales ni infraestructura adicional para el manejo de gas.

En cuanto a los mecanismos de medición de la producción de hidrocarburos, bueno, el campo Terra no tiene una batería de separación. Aquí solamente se hace medición operacional. La producción es manejada por la batería de separación en el campo Sen. En el campo Sen se tleva a cabo medición se referencia. En el caso del aceite, es enviado a la Batería de Separación Oxiacaque. Después es enviado a la Batería de Separación Íride. Después llega a la Central de Almacenamiento y Bombeo Cunduacán. Ahí se hace la medición de transferencia y el punto de medición fiscal es el Centro Comercializador de Crudo Palomas. En cuando al gas, es enviado a las Compresoras Cunduacán I y 11, donde se hace la medición de transferencia y después es enviado a la Estación de Compresión Samaria 11, donde se hace medición de referencia. El punto de medición fiscal es en el Centro Procesador de Gas Cactus y en el Centro Procesador de Gas Nuevo Pemex.

En cuanto al Programa de Inversiones, el costo total del proyecto es de 231.5 millones de dólares, de los cuales la inversión es de 79.9 millones de dólares, el gasto de operación es de 145.7 millones de dólares y otros egresos que son 5.9 millones, que esto se refiere al manejo de la producción y mantenimiento de las instalaciones fuera de la asignación Terra. El 96% de la producción, de las inversiones, está asociado a la producción, el 3.7% al abandono y el 0.2% al desarrollo.

En cuanto a las premisas que fueron tomadas para realizar la evaluación económica, se tiene una producción de aceite de 12.9 millones de barriles, una producción de gas de 52.6 miles de millones de pies cúbicos. El precio del aceite es de 65.3 dólares/barril, el precio del gas es de 3.04 dólares por


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millón de BTU, la tasa de descuento es del 10%, el tipo de cambio es de 20.5 pesos por dólar. Los resultados de la evaluación económica. El valor presente neto antes de impuestos es de 662.98 millones de dólares y después de impuestos es de 129.67 millones de dólares. El valor presente de la inversión es de 62.89 millones de dólares y la relación entre el VPN y el VPI antes de impuestos es de 10.5 y después de impuestos es de 2.1.

En cuanto a las recomendaciones, se les está sugiriendo estudiar las ventajas de emplear soluciones tecnológicas de tipo mecánico o químico para el control de agua para así prolongar la producción de hidrocarburos y también se les está recomendando estudiar la viabilidad de métodos de recuperación adicional para implementar en los yacimientos de Terra.

El plan, bueno, la modificación al Plan de Desarrollo cumple con la normatividad aplicable. Cumple con el artículo 44, fracción II de la Ley de Hidrocarburos, el artículo 39 de la LORCME y los artículos referentes al cumplimiento de los Lineamientos de Planes, los artículos referentes a los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos y también cumple con las Disposiciones Técnicas de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado. Por mi parte sería todo, muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniera Hernández. ¿Algún comentario Comisionados? Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias. Ingeniera Hernández, me llama la atención que hay un cálculo del EUR por CNH y por Pemex. El de la CNH tiene 58 millones de barriles y Pemex tiene 66. EUR es el estímate ultimate recovery, la recuperación final por pozo. Yo creo que mi primera recomendación es que mejor manejemos el español, ¿no? Que sería producción acumulada por pozo final, porque el EUR creo que ya lo estamos manejando aquí como algo normal y no lo es. Entonces producción acumulada por pozo final. Y eso tiene que ver con el límite económico, el cuánto puedes producir por pozo. ¿Cuál es el límite económico que están considerando? ¿Cuánto es la producción mínima que pudiera todavía hacer rentable la operación?

SUBDIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERA ANGÉLICA VICTORIA HERNÁNDEZ.- 70 barriles y

es en el 2032. ~


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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- UO barriles por todo el campo?

SUBDIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERA ANGÉLICA VICTORIA HERNÁNDEZ.- Sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.-¿Yeso paga todos los costos

de operación? Porque son 70 barriles por, bueno, pues no sé, 4,200 dólares.

SUBDIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERA ANGÉLICA VICTORIA HERNÁNDEZ.- Sí. Pero como no tiene una batería de separación, el último pozo que sería el Terra-1 fluye directo a la Batería de Separación Sen, entonces ellos consideran que su límite económico son 70 barriles.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- 70 barriles, OK. ¿y esa será

la razón por la cual tenemos una diferencia con la estimación de nosotros y la que tienen ellos? Porque ellos tienen 66 millones de barriles por pozo y nosotros 58.

SUBDIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERA ANGÉLICA VICTORIA HERNÁNDEZ.- Sí. El cálculo

que nosotros hacemos no es al límite económico, no incluye un límite económico.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Entonces? Tiene que incluirlo para que se pueda calcular cuál es la producción acumulada.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho, nada más para

clarificar ahí doctor. Lo que se hace para el tema del EUR se hace por balance de materia, solamente lo que estamos haciendo es el inverso del gasto por la metodología de Blasingame. Lo único que estamos haciendo es normalizar lo que se tiene por el perfil pronosticado o con la historia de producción que ya se tiene para ver si tenemos pendiente unitaria. Cuando tenemos la pendiente unitaria, estaríamos estableciendo que ya hay un límite al yacimiento. Lo único que estamos haciendo es sacar el inverso a esa pendiente para determinar mediante esa metodología qué prevalece con los datos existentes, cuál sería el volumen máximo recuperable.


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Obviamente esta metodología, bien como lo indica, no contempla el límite económico que se tendría que contemplar en algún momento. Solamente esto es para ver en el orden de magnitud si el volumen máximo recuperable está con lo que están proponiendo. Porque hemos tenido casos en el cual el propuesto es muchísimo menor a lo que establece la metodología. Entonces aquí solamente es para comparar y dar un rango de referencia. Faltaría afinarlo ya con el límite económico.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. ¿Pero entonces esto quiere decir que con balance de materia el pronóstico es que no van a alcanzar lo que ellos dicen con el análisis que nos dieron?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Lo que nos está dando a nosotros, no, es menor, solamente que esto hay que partirlo en dos puntos. Cuando estamos generando toda la historia de presión, acordémonos que tenemos dos bloques, el bloque que está noroeste y tenemos el sureste. Aquí lo que estamos es empatando en alguna manera toda la producción y nos está dando esa declinación. Lo que tendría, si lo queremos hacer más fino, es empatar el bloque noreste, noroeste perdón, y luego el bloque sureste para tener dos diferentes estimaciones y ya teniendo esas poder consensar un solo volumen y ya con eso aplicar un límite económico. Ahorita solamente en la metodología estamos trayendo toda la producción como si fuera un yacimiento. Estamos aplicando el inverso del gasto contra la producción acumulada. Eso nos da un volumen posible a recuperar y es lo que estamos estimando. Obviamente esto también depende de la información con la que contamos y nada más ver que lo que se tiene en el bloque a desarrollar nuevo que está en el Sureste pues no tiene todavía una información suficiente en historia de producción para poderlo ampliar en balance de materia, que es de lo que se nutre.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. Entonces bueno, yo concluiría que todos los planes son dinámicos, que van cambiando con respecto al tiempo, que una recomendación podría ser revisar los cálculos en la medida que tengan más información para ir afinándolos y maximizar valor. Reducir costos, incrementar producción, etc., etc. Y no podría abiertamente estas diferencias en cálculo de CNH y Pemex, simplemente es un cálculo que nos da una visión y esto es muy semejante cuando


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hacemos las comparaciones con otros yacimientos. Aunque sean de la misma área, nuevamente repito y ya lo dije hace rato, pues simplemente es una visión genérica que nos dice en un rango muy amplio de incertidumbre si se está explotando bien el yacimiento o no. Pero lo que nos dice si se está explotando bien o no es el análisis del plan que estamos revisando. Muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Yo nada más. El bloque que estaba en evaluación ya no se van a perforar pozos. Entonces ya va a ser con el pozo delimitador 2DL creo que era. ¿No? Ese se convierte en un pozo de desarrollo. ¿Sí? O sea, va a haber. Sí.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXTRACCIÓN Y SU SUPERVISIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- De hecho, para precisar. En este bloque se tienen dos pozos. Uno es el Terra-2DL que fue 2017, también se tiene el Terra-144. Son dos pozos los que se tienen productores ahí. Terra-144 fue en diciembre de 2018. Y algo interesante es con la prueba de alcance extendido porque ya se decidió no estar perforando más pozos, porque cuando se tuvo ya la prueba de alcance extendido se vio que era más chico y que pareciera que fuera un bloque aislado. Sobre todo, ¿por qué? Por dos cosas. Uno, por las pendientes que se tuvo. Primero se tuvo como si fuera flujo en canal, pendiente 1/2. Después ya tuvo pendiente unitaria, donde ya estaba contando frontera. Y luego se pudo constatar porque de diciembre de 2017 a julio de 2018, en las dos medidas de presión estática que se tienen, cayó alrededor de 48 kilos. Entonces a diferencia de 48 kilos, aunado a la respuesta de la prueba de presión, pareciera que es un solo bloque que se está drenando y que no está en tendencia ni siquiera con lo que se estaba esperando. Por ende, estaría siendo más pequeño y se decidió ya no perforar, sino solamente explotarlo con esos dos pozos ya existentes.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, muchas gracias. ¿Algún comentario más? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."

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


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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-0332-MCampo Terra.


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, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra 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 presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación A-0332-M-Campo Terra.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la prórroga del periodo adicional de evaluación presentada por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V. respecto del contrato CNHR01-L03-A17 /2016.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al maestro Fausto Álvarez Hernández, Titular de la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos.

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"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Maestro Álvarez

Hernández.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- ¿Qué tal? Muy buenas tardes Comisionados, Comisionada. Buenas tardes Secretaria Ejecutiva. Como bien lo comentan, uno de los temas que traemos hoy al Órgano de Gobierno es la solicitud de prórroga del periodo adicional de evaluación para el contrato CNH-R01-L03-Al 7 /2016, correspondiente el área de Paso de Oro del contratista Lifting. Lo que pueden observar ustedes aquí en esta primera lámina solamente nos sirve para resumir los procesos de prórroga que este Órgano de Gobierno ha otorgado. Si recuerdan, por ahí de 21 de mayo de 2017 subimos la primera prórroga a 11 contratos suscritos en el 10 de mayo del 2016 y hace poco subimos también la prórroga para el contrato correspondiente al área 24 de los segundos lugares que firmaron en agosto del 2016. Es en ese sentido que el día de hoy les traemos el área 17 correspondiente a Paso de Oro del contratista Lifting.

Como lo hemos hecho en ocasiones anteriores, aquí estas son las bases de las cuales partimos para el tema del otorgamiento o no de la prórroga a los contratistas. Nuevamente mencionar que esto se hace en función de los Lineamientos para la Presentación de Planes de Exploración y de Desarrollo que tuvieron una modificación y que esta modificación se vio publicada en abril de este año y de ahí hacemos particular atención a tres elementos. El primero de ellos es el artículo 51, que es en realidad el corazón del otorgamiento de la prórroga, que establece que el operador petrolero podrá solicitar mediante un escrito libre dentro de los 60 días naturales previos a la terminación de su periodo de exploración o periodo adicional de evaluación, según le corresponda, la prórroga de este y este por razones no imputables que le hagan de imposible conclusión las actividades que tenía previstas dentro de dicho periodo dentro de dicho programa.

También establece dentro del artículo 51 que no se considerará una modificación al programa, sino que simplemente es un proceso de prórroga. De igual manera, llamando a los transitorios, en el transitorio


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undécimo para aquellos contratos que a la fecha se encontraban ya en un periodo de evaluación o un periodo adicional de evaluación, se establece en este transitorio que esa presentación de la solicitud de prórroga no tendrá que hacerse dentro de los 60 días naturales previos a la terminación, sino que para estos contratos que ya se encontraron en este periodo les establece que será con solo cinco días previos a la terminación de dicho periodo. Y finalmente, también haciendo mención a los transitorios del mismo lineamiento, en el transitorio quinto se establece que se entenderá como Programa de Evaluación aquello cuando se haga referencia a un Plan de Evaluación. Y esto nuevamente es porque cuando se firman los contratos de la convocatoria 1.3, pues en estos se hace mención a Plan de Evaluación. Entonces esto simplemente sirve para clarificar que se refiere a un Programa de Evaluación.

¿Qué es lo que se hace dentro del proceso de la prórroga y cuál es el análisis que lleva a cabo esta Comisión Nacional de Hidrocarburos? Lo podríamos partir en tres grandes componentes. El primero de ellos es revisar el estatus actual del contrato y del programa. Ahí este está a cargo principalmente de la Unidad Técnica de Administración de Asignaciones y Contratos y lo que hacemos ahí pues es revisar las actividades que han ejecutado versus las que tienen programadas en el Programa de Evaluación que al día de hoy tienen vigente dentro de ese primer periodo adicional de evaluación, así como también revisamos si hubo incrementos y cuál es el avance del Programa Mínimo de Trabajo y que esté en orden con todas las autorizaciones, permisos y trámites.

El segundo componente de revisión es ya con base a ese escrito libre que el contratista presenta derivado del artículo 51 de los lineamientos, pues es la procedencia de la prórroga. En la procedencia de la prórroga, principalmente revisamos dos cosas. La primera es que la presentación de la solicitud se haya hecho conforme lo establecen estos lineamientos, que de hecho se hizo conforme a estos lineamientos cinco días antes a la terminación del periodo, a la terminación de este periodo de evaluación y esta solicitud ingresó el 26 de junio del 2019, con lo que da cumplimiento a lo que establece el artículo. Y dentro de este mismo escrito, también se analizan las causas del retraso que sean manifestadas por el contratista dentro de esta solicitud de prórroga. Se hace una revisión de los informes mensuales, trimestrales y cualquier otro escrito donde el contratista haya


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manifestado alguna de estas causales de retraso y junto con el equipo jurídico se determina la no imputabilidad del contratista a dichas causas.

Finalmente, el último aspecto dentro de este análisis es que se determinan las características de la prórroga y dentro de las características de la prorroga está prácticamente revisión de las actividades a ejecutar. Como lo veíamos anteriormente y como lo establecían los propios lineamientos, estas actividades a ejecutar pues tenían que estar contempladas dentro del Programa de Evaluación que tenía aprobado el operador petrolero. Como parte de esta solicitud de prórroga, pues nuevamente el operador presenta cuáles serían los tiempos en los cuales estaría concluyendo aquellas actividades que por razones no imputables a él no pudo concluir. Se hace la revisión de ese cronograma y se evalúa que sea congruente con las actividades previas y los tiempos que está proponiendo. Y finalmente, al sumar tanto el cronograma como las actividades a ejecutar, se determina el tiempo de la prorroga y que sea justificado nuevamente por el contratista o el operador petrolero.

En este sentido, derivado del análisis que se hizo entre la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos, nuestro equipo de la Dirección General de Contratos y con el apoyo también de la Unidad de Extracción en el tema del cronograma y de las actividades aprobadas en el Programa de Evaluación, damos por cierto que el contratista dio cumplimiento a lo que establece el artículo 51 y a los transitorios de los lineamientos, ya que dicha solicitud de prórroga fue presentada mediante escrito libre y en tiempo. Prevé concluir con las actividades contempladas en su Plan de Evaluación o Programa de Evaluación que ya había sido autorizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Señala cuáles fueron las causas por las cuales le resultó imposible concluir las actividades previstas durante el periodo adicional de evaluación. Y por lo anteriormente expuesto, tanto la UATAC como la Unidad de Extracción, así como la Unidad Jurídica dejan a su consideración la aprobación de dicha solicitud para este contratista y con eso termino esta parte de la presentación.

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


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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la prórroga del periodo adicional de evaluación presentada por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V. respecto del contrato CN H-R01-L03-Al 7 /2016.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 13, fracción XI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, 51 y Undécimo Transitorio de los Lineamientos que regulan los Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la prórroga del periodo adicional de evaluación solicitada por Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México, S.A. de C.V. respecto del contrato CN H-R01-L03-Al 7 /2016.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la conclusión del procedimiento de terminación anticipada por renuncia a una parte del Área Contractual, respecto del Contrato CNH-R02-L02-AS.BG/2017.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al maestro maestro

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Órgano de Gobierno Cuadragésima Segunda Sesión Extraordinaria 23 de julio de 2019 ~ 35


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Fausto Álvarez Hernández, Titular de la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos.


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

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Gracias Comisionada, nuevamente buenas tardes. Como bien lo comenta la Secretaria Ejecutiva, el otro tema que traemos al Órgano de Gobierno es la resolución del procedimiento de terminación anticipada por renuncia de una parte del área contractual correspondiente al contrato CNH-R02-L02-AS.BG/2017.

Antes de entrar en detalle, algunos comentarios y particularidades propias del contrato como comentarios. Simplemente que este no es el primer proceso, ya hemos llevado varios de estos procesos a cabo aquí en la Comisión tanto de renuncia total como renuncias parciales. En particular para este contrato, es un contrato en la modalidad de tipo de licencia que fue celebrado el 8 de diciembre del 2017 entre la Comisión Nacional de Hidrocarburos y el contratista que es Pantera Exploración y Producción 2.2, S.A.P.I. de C.V. La fecha efectiva, como ya lo mencioné, es el 8 de diciembre del 2017 y este es un contrato que tiene una vigencia de 30 años. La superficie actual del área contractual es de 444.636 km 2 y el tipo de hidrocarburo que se extrae actualmente del área contractual es gas. Este se encuentra ubicado en la zona norte del estado de Tamaulipas en los municipios de Reynosa y de Río Bravo y contempla campos como lo son Aljibe, Anona, Unicornio, Río Bravo, Pame, Patriota, Casta, Yunque y Organdí. Adelante.

Como antecedentes para este proceso, está mencionarles que el 7 de noviembre es cuando el contratista ingresa a la Comisión, notifica formalmente la renuncia irrevocable a una parte del área contractual. Esto está en función de lo que establece el propio contrato en la cláusula 3.4 del mismo. Como parte de este proceso de terminación o el procedimiento de terminación anticipada, el 18 de diciembre del año pasado - perdón -subimos también a Órgano de Gobierno el inicio del proceso de


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terminación anticipada como parte del área contractual, que es lo que nos da a nosotros la pauta para llevar a cabo todas estas actividades de revisión y de evaluación y es por ello que el día de hoy pues traemos ya el proceso de la resolución para el procedimiento de terminación anticipada de esta área contractual.

De igual manera, otro de los aspectos importantes como antecedentes, entre el 12 y 13 de febrero equipo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, también como lo establece el propio contrato dentro del clausulado 18 del mismo, en específico el 18.7, donde la Comisión tendrá la facultad de acompañar al contratista. Se ejecutaron visitas al área contractual, donde se revisó la infraestructura que compone el área contractual que el contratista pretende devolver como parte de este proceso. Y en otro elemento importante es que, derivado de toda esa revisión que se hace durante el inicio del procedimiento de terminación, pues el contratista hace un alcance a la información que ingresó en ocasiones anteriores. Adelante por favor.

Ahí, lo que ven ahí es simplemente un cronograma de lo que ha sido este proceso. Como podrán observar ahí, se detona a partir de la notificación de la renuncia parcial que realiza el contratista y, tal cual como lo establece nuestro contrato, en ese mismo momento es donde inicia la etapa de transición final del contrato. Esa es la fecha que establece el propio clausulado para iniciar esta etapa. Como ya lo mencioné, también ahí el 18 de diciembre es donde subimos a Órgano de Gobierno y donde nos autorizan dar inicio al procedimiento de terminación anticipada. Y durante todo ese proceso pues es donde básicamente se hace la información, se hace la validación de la información que el contratista tiene que presentar como parte de la cláusula 18. 7 que lo vamos a ver en láminas posteriores el detalle y también hace alcances a información derivado de la revisión que se hace de esta información. Y ya el día de hoy nos encontramos aquí el 23 de julio subiendo esta resolución. Adelante.

Ya entrando un poco más en materia de la renuncia, el área objeto de la renuncia corresponde a una superficie total de 213.2569 km2• Esto se encuentra, el área contemplada como renuncia está contemplada totalmente en el segundo polígono, en el polígono B. Si se fijaron en la primera lámina donde veíamos el tema de las descripciones generales, esta


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Hidrocarburos

área contractual está compuesta por dos polígonos y el área de renuncia es simplemente para el polígono B. Dentro de esta área de renuncia, derivado de los escritos que el contratista ingresa a la Comisión, así como de esta visita de campo que se realizó entre el 12 y 13 de febrero, se confirma que dentro del área contractual existen ocho pozos taponados y un pozo cerrado, a los que vale la pena agregar que el contratista ya dentro de su declaratoria de utilidad o no utilidad había declarado todos ellos como no útiles. Adelante.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira, por favor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- La parte que está ahí en color verde, no están renunciando a eso. O sea, ¿no renuncian a toda la parte B, sino nada más a la parte exterior?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Es correcto Comisionado. Todo lo que se ve con color un poco azul o grisáceo más oscuro es el área de renuncia que corresponde a esos 213 km2 y el área que el contratista mantiene corresponde a este polígono en color verde.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Más el área A.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Más el área A, es correcto. Gracias, sí. Simplemente para tratar de esquematizar cuál es el procedimiento de terminación anticipada, se lo estamos colocando aquí en tres grandes bloques. El primero de ellos es el bloque de la renuncia parcial del área que es básicamente donde la UATAC también en su momento subió con el Órgano de Gobierno a revisar la información que el contratista había ingresado como parte del proceso de renuncia establecido en la cláusula 3.4. Se estableció en su momento que el contratista cumplía con todos los requisitos para iniciar este proceso y es ahí donde, derivado de la resolución de este Órgano de Gobierno CNH.E.72.003/18 del 18 de diciembre del 2018, nos dan la pauta para hacer, para iniciar el procedimiento de terminación.


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¿Qué es lo que detona ese procedimiento de terminación o ese inicio del procedimiento de terminación? Pues detona una serie de actividades no solo al interior, sino también al exterior de la Comisión y dentro de estas les enumero alguna. Pues fue la validación de la información presentada por el contratista, principalmente el análisis técnico a la cláusula 18.7. Obviamente se hacen consultas internas y externas. Me refiero a consultas internas a las Unidades de Exploración, de Extracción incluso. Y en temas de consultas externas, pues consultas como a la Secretaría de Energía, así como también a la ASEA. Es durante este mismo periodo de tiempo donde les comentaba se realizan las visitas en sitio, ya sea a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos o bien, como también lo establece el contrato, a través de un tercero que esta designe. En este caso fue personal de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Y lo que ocurriría, o lo que pretenderíamos que ocurriera el día de hoy, es dar esa conclusión al procedimiento de terminación anticipada para el área contractual objeto de la renuncia.

Y lo que ya tendría que ocurrir una vez, si este Órgano de Gobierno así lo aprueba, pues ya sería la entrega en físico del área contractual, donde ocurren varias cosas, pero dentro de las principales está el tema de generar el convenio modificatorio, donde este convenio modificatorio es principalmente al anexo 1 del contrato donde establece cuál es el área contractual objeto del contrato. Se tendría que firmar un Acta de Entrega/Recepción entre el contratista y la Comisión Nacional de Hidrocarburos y se tendría que hacer todo lo relacionado al finiquito de la misma. Adelante.

En ese sentido, para entrar un poco a detalle de lo que platicábamos en el esquema anterior, dentro de las consultas internas consultamos a la Dirección General de Dictámenes de Extracción y esta Dirección nos señala que respecto a la actualización del Programa Provisional aprobado y del Plan de Desarrollo, que el cual se encuentra en proceso de dictaminación al día de hoy dentro de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, las actividades que se tienen contempladas tanto en el Plan Provisional aprobado como aquellas que se están proponiendo dentro del Plan de Desarrollo no son objeto del área en renuncia o del área en cuestión que manifiesta el contratista. Misma consulta se hizo a la Dirección General de Dictámenes de Exploración, donde hace una manifestación similar, donde


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nos comenta que dentro del área contractual objeto de la renuncia no se contempló o no se tiene contemplada ninguna actividad prevista dentro del Plan de Exploración o del Programa de Evaluación que actualmente este contratista tiene aprobados por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. De igual manera se hizo una consulta al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, donde es quien nos confirma las coordenadas objeto de la renuncia y nos apoya en el cálculo de la superficie que es objeto de la renuncia y cuál será la superficie que será la nueva componente de ese polígono B dentro del anexo 1 una vez que se firme el convenio modificatorio al contrato. Adelante.

En términos del acompañamiento, nada más para darles un poquito más de detalle, este se celebró del 12 al 13 de febrero - nuevamente se los menciono - con personal de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y cuyo principal objetivo era revisar y validar en sitio el inventario de pozos y líneas de descarga que ya había sido manifestado por parte del contratista como parte de la información que nos había ingresado derivado del proceso establecido en la cláusula 18.7 del contrato. Y es ahí donde, derivado de esta visita, pues validamos la existencia de esos nueve pozos y del estatus que manifestaba el contratista que eran ocho de ellos taponados y uno de ellos se encontraba cerrado.

Entrando un poco a detalle dentro del proceso ya más a detalle nuevamente que se hizo dentro de la Unidad, este proceso está establecido dentro de la cláusula 18.7 del contrato, donde establece varias actividades que el contratista deberá de dar cumplimiento. Dentro de ellas está que nos presentara la actualización del inventario, que también nos hiciera un informe donde identificara las condiciones y operación de los pozos y materiales que contempla el área contractual, que hiciera un informe del estado que guardan los yacimientos en el subsuelo, informe de producción, el informe de abandono de pozos y materiales, reporte actualizado del sistema de reclamaciones de gestión social, así como la actualización de la línea base ambiental, con lo que el contratista cumplió en todos ellos.

Asimismo, derivado del cumplimiento en esta etapa de transición final, pues también existen obligaciones que subsisten a la terminación del contrato. Cuando nos referimos aquí a la terminación del contrato, no nos referimos a la terminación total del contrato, sino que como el contratista


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continúa con el contrato, con independencia de que haga entrega al Estado de una parte del área contractual, pues hay ciertas obligaciones que le subsisten. Entre ellas está la cláusula 7 y 18 que hablan de la devolución de área. Ya no entraré a detalles. Si el contratista decidiera nuevamente entregar parcial o en otro momento la totalidad del área contractual, pues tendría que seguir los mismos elementos en términos de lo que establece la cláusula 18. Y en particular para la cláusula 7, pues está determinado en función del periodo o de la etapa contractual en la cual se encuentra el contratista.

El propio contrato establece que si está en evaluación y quiere pasar a desarrollo, pues tendría que tener un Plan de Desarrollo aprobado por la Comisión, etc., etc. y si no se establecen ciertos mecanismos y porcentajes de área contractual que deberá de mantener o revertir como parte del mismo. Otra de las obligaciones que mantiene está establecida en la cláusula 11 y 14 y en el anexo 4, que es lo de mantener los registros contables. Esto es simplemente no es otra cosa más que mantener la contabilidad de su área contractual en una cuenta operativa y de que estos datos, con independencia de la terminación total o parcial del área contractual, está obligado a mantenerlos al menos durante otros cinco años. También está lo que establece la cláusula 23.6 en términos del finiquito y que este simplemente establece que el finiquito, en dado caso de existir, tendrá que ser pagado a más tardar seis meses posteriores a la terminación del contrato o de esta parte del área contractual. Y lo mismo para las cláusulas o las obligaciones de indemnización y para la cláusula de confidencialidad, donde dice que, con independencia de que el contrato o parte del contrato sea terminado, pues no podrá compartir información técnica con alguien más. Adelante, adelante. Te regresaste. Bueno.

En el tema del abandono de pozos y materiales objeto de la renuncia, aquí - como bien lo mencionamos en una de las láminas anteriores - el único pozo que se encuentra con estatus de cerrado y que fue declarado por el contratista como no útil es el pozo Unicornio-1. Y de esto, pues de acuerdo a lo que establece el contrato y en términos de las disposiciones que resulten aplicables, pues el contratista que operó anteriormente este pozo fue Petróleos Mexicanos. Entonces habría que hacer lo conducente con base al abandono en dado caso de que así suceda para este pozo por parte del operador anterior. Adelante.


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Finalmente, dentro de toda la exposición técnica. El día de hoy el área contractual consta de 444.636 km2• El área contractual objeto de la renuncia parcial es de 213.2569 km2 que equivale, como bien precisaba el doctor Moreira, a este polígono en gris más oscuro o un azul y lo que mantiene el contratista es esta porción en color verde. Por lo tanto, la nueva área contractual que continuaría siendo objeto del contrato y parte de este convenio modificatorio sería de 231.3791 km2 y, como ya lo mencionaba, esto tendrá que verse plasmado en el anexo 1 como parte de ese convenio modificatorio.

Por todo lo anteriormente expuesto y en virtud de todas las consideraciones que aquí les hemos presentado, proponemos a este Órgano de Gobierno varias cosas. La primera es dar por concluido el procedimiento de terminación anticipada del contrato por renuncia del contratista a una parte del área contractual. Que se determine esta fecha de terminación de la etapa de transición final del contrato relativa a la parte objeto de la renuncia y que esta sea la fecha en la que el contratista devuelva el área contractual. Obviamente instruir la celebración del acta de entrega/recepción que tiene que ser parte de todo este proceso con el contratista y para que con ella hagamos la posterior devolución del área a la Secretaría de Energía.

En el número 4 está solicitar la opinión a PEP respecto a lo del tema de informar y solicitar opinión respecto al abandono del pozo. El tema 5 está instruir la suscripción de este Primer Convenio Modificatorio, nuevamente el asociado al anexo 1 del mismo. Instruir de igual manera la suscripción del Finiquito correspondiente en dado caso de que así se considere y de que exista. Y finalmente, pues notificar la resolución no solamente al contratista, sino a Petróleos y a aquellas autoridades competentes. Autoridades competentes nos referimos el caso de SENER, en el caso de Hacienda, en el caso del Fondo porque obviamente todo esto tendrá un impacto en el kilometraje asociado al área contractual y pues esto tiene un impacto tanto en el pago de contraprestaciones como en el pago de impuestos. Y finalmente pues está el inscribir dicha resolución en el Registro Público de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Y con eso finalizo la presentación Comisionados.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias maestro Álvarez. ¿Algún comentario Comisionados? Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. Maestro Álvarez, tengo una pregunta. ¿El pozo que está cerrado el abandono y el desmantelamiento le toca al operador actual o al anterior?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Al operador anterior, sí, derivado de que cuando el contratista presenta toda la documentación, hay una parte del proceso y del propio contrato donde manifiesta la no utilidad de dicha infraestructura. Entonces, tal cual como está previsto, pues es el operador anterior quien es el encargado de hacer las actividades de abandono o desmantelamiento.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ese es el pozo Unicornio-!.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Es correcto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Hasta que no termine el taponamiento y el abandono surte efecto esto de la disminución del área, ¿o en qué momento? Porque aquí en el proyecto de resolución en el punto 4 se habla de solicitar la opinión a Pemex para que nos diga si es correcta la forma como lo están abandonando. Pero después en el punto 7 se habla de notificar la resolución al contratista, a Petróleos Mexicanos. ¿Por qué es ese orden? No se supone que debería Petróleos Mexicanos tener toda la visión porque hay ahí otros pozos que están abandonados y que son responsabilidad de Pemex. Así estaba estipulado. Yo no sé si ha habido cambios. Obviamente al parecer no hubo cambios, pero Pemex debería estar de acuerdo me imagino.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Es que tal cual como lo establecen, creo que si mal no recuerdo también el propio Título de Asignación, quien es responsable del abandono y desmantelamiento de infraestructura previa al otorgamiento de estos contratos, siempre y cuando haya una declaratoria de no utilidad por parte de los contratistas,

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es el operador inmediato anterior. Entonces en este sentido el operador anterior para todas estas áreas contractuales era Petróleos Mexicanos y es por eso que lo notificamos con respecto a la resolución en términos de que el contratista ha hecho esta manifestación de que no le es útil para que él proceda a hacer lo que le compete.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Mi punto es creo que Pemex debe estar involucrado en todo el proceso porque, si bien la responsabilidad de los pozos era de Pemex y así está estipulado, entró un nuevo operador por algún tiempo y entonces Pemex nuevamente lo vuelve a recibir ya que el otro entregó. Pero como que debería estar totalmente seguro de que pues no hubo ningún movimiento en esos pozos. No lo hubo, realmente no lo hubo, pero creo que pues Pemex debería estar en todo el proceso, no al final como solamente notificar a Pemex y a las autoridades competentes, porque finalmente él va a tener una responsabilidad ahí. Digo, es la parte no tanto legal, sino la parte operativa. ¿No? Si los pozos están taponados, habría que ver cómo fue ese taponamiento. Pero si hubiera alguna fuga en alguno de ellos, pues habría que Pemex ir a revisar. ¿No? Porque lo va a recibir nuevamente. Toda esa área la va a recibir Pemex o esa responsabilidad más bien, la responsabilidad de esos pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Licenciado Gamboa.

DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Claro Comisionado. De hecho, respecto al taponamiento, y si hubiera algún derrame o algo, tenemos la línea base ambiental que ya hizo el operador y que fue validada por la ASEA. Entonces ya estamos tranquilos de deslindar responsabilidades de parte del operador o por parte del contratista, digo, del asignatario que en este caso fue Petróleos Mexicanos. Y la solicitud de opinión no es que no esté involucrado, sino que es un derecho que tiene el contratista de ejercer en cualquier momento. El decir, "yo me tengo que ir, yo me quiero ir y por lo tanto quiero soltar esta parte del área contractual" y es por eso que en este momento vamos a involucrar ya a Petróleos Mexicanos porque de toda el área contractual solo hay un pozo que tiene que recibir él y determinar en su caso si lo quiere abandonar, desm.antelar o llevar a cabo pues algún, reutilizarlo podría ser y ya será de la Secretaría de Energía si le da una asignación para ver otra

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vez si hay prospección. Hay una posibilidad de usar esa área o determinar lo que conlleve.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- El área contractual se entrega, va a pertenecer al Estado nuevamente, pero hay pozos en esa área contractual. Hay pozos que son responsabilidad de Pemex y hay un pozo que es responsabilidad de esta empresa, porque esta empresa lo va a taponar.

DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA OARDÓN.- No, quien lo va a taponar, quien tiene la obligación de ta pon arlo es el operador anterior, en este caso el asignatario.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero es que yo hice la pregunta hace rato quién tiene que taponar este pozo el Unicornio-1.

DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Pemex.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Petróleos Mexicanos, el anterior.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Y la respuesta fue el operador anterior.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perdón, es que ahí me

perdí. ¿Entonces es Pemex?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Sí, sí, sí. De hecho, por eso mencionábamos desde que el contratista atiende lo que establece la etapa de transición de arranque en la manifestación de

utilidad y no utilidad. Ahí el contratista hace esa manifestación de no utilidad de estos pozos y dentro de esos pozos estaba el Unicornio-1.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces la redacción de

este punto 4 dice, "solicitar la opinión de Pemex respecto al abandono y el desmantelamiento del pozo cerrado". ¿Cuál opinión?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Licenciada Rosas.

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DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADA AIDDE CHANTAL ROSAS REZZA.- Lo que sucede es que dentro de parte de la información que el contratista manifiesta existe un informe del yacimiento que se encuentra. Entonces la responsabilidad de abandono está a cargo del operador anterior, que en este caso es Pemex. No obstante ello, y bien se le va a mandatar, se le solicita una opinión para que considere también la Secretaría de Energía que es el área responsable, quizá con esa información técnica que poseemos, la designación de una asignación nueva o quizá una licitación. En dado caso de que se decida que no es productivo o la no utilidad, se procederá al taponamiento, al abandono.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es que entonces a lo mejor hay que cambiar la redacción, porque yo lo que entiendo ahí es que Pemex va a dar una opinión del abandono y desmantelamiento del pozo cerrado, no del yacimiento como se está explicando ahora. Por eso es que estaba yo confundido. Yo pensaba que el operador nuevo es el que iba a cerra y que Pemex iba a dar el visto bueno si lo estaba haciendo bien o no. Ya me quedó claro. Pero solicitar la opinión de Pemex respecto al abandono y desmantelamiento del pozo cerrado pues lo tiene que hacer, ya no es área de él.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Es correcto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces a lo mejor habría que cambiar ese punto 4.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Y es que esto también está un poco en términos o en función no solamente de esa declaratoria, sino también de lo que fue en su momento el Unicornio-1, que a lo mejor en su momento fue un pozo que produjo, pero sin embargo, derivado de los estudios y análisis que hace el contratista, manifiesta que para él no le es económicamente viable y no le es rentable. Entonces por eso es que viene en ese sentido la solicitud de opinión a Petróleos Mexicanos para que manifieste pues que también en su sentido para él ya no es útil y la Secretaría de Energía ...

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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es que ya lo manifestó.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- No, el que hizo

esa manifestación de no utilidad fue el operador anterior, perdón, el contratista actual.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero implícitamente también Pemex en Ronda O dijo, "eso no lo quiero". ¿No es así?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Implícitamente sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- O sea, implícitamente dijo,

"pues eso no me es útil". Entonces otra vez le vamos a preguntar, "oye, piénsale otra vez si lo necesitas, si se requiere una nueva asignación", ¿Algo así es lo que se trata de hacer?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Es correcto, sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces a lo mejor habría

que cambiar un poquito la redacción, no sé.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Es que a lo mejor no necesariamente no es que no se le dio, sino que lo pidió. Es decir, no es que no lo haya querido. Posiblemente sí lo pidió, pero la SENER no le otorgó

esa área. ¿No?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, podría ser.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero entonces estamos

cambiando de sujeto. O sea, lo que Pemex puede decidir es sobre el área que se regresó, no sobre el abandono y desmantelamiento del pozo. O sea, yo en realidad creo que debería de ser informar a Pemex con respecto a la renuncia y con respecto al abandono y desmantelamiento del pozo para los efectos que Pemex considere necesarios.

rgano de Gobierno Cuadragésima Segunda Sesión Extraordinaria

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23 de juUo de 2019 ~


COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Que es el punto 7.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- De acuerdo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, licenciado.

DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Tomamos nota. Hacemos ese ajuste y sí, lo que no queríamos hacer como Comisión es mandatar un abandono cuando a mejor el operador anterior podría decir, "yo quisiera reutilizar el pozo y podemos hacer el ajuste".

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Entonces es informarle para que tome la acción que considere pertinente. Pero solicitar opinión es: ¿qué puedo opinar yo? "No, no, por favor, que no se valga que lo abandone" o "el abandono no está hecho correctamente". O sea, no me queda claro qué opinión puede dar. Puede dar una opinión con respecto al área, "siempre sí la quiero". "OK, voy a solicitarle a la Secretaría de Energía que me asigne una nueva asignación". Eso pudiera ser. Pero es informarle, yo nada más te puedo informar y ya tú harás lo que en tu derecho te corresponda.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Y supongo que también, derivado un poco de también cuál fue la manifestación en su momento de ese pozo, que fue declarado como productor no comercial.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. ¿Entonces sí queda claro? OK. ¿Algún otro? Perdón, Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Quizá la propuesta sería entonces eliminar el numeral 4 porque se subsume lo que dice el doctor Moreira en el 7. En el 7 ya estaríamos notificando a Pemex quizá adicionando pues para que Petróleos Mexicanos realice las manifestaciones que en su derecho convenga y entonces ya puede ser uno u otro escenario. ¿No?



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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Sí? Si, por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero ahí lo que hay que buscar es que rápidamente ese pozo se tapone. Tener un pozo cerrado tiene problemas operativos, alguien tiene que hacerse cargo, sino alguien puede llegar y abrirlo, puede generar algún problema. ¿ Y quién sería el responsable? ¿Pemex? Habrá que notificarle esta situación.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Con independencia de que se abandone en corto o mediano o largo plazo el pozo, la responsabilidad sigue siendo de Petróleos Mexicanos. Incluso en dado caso que ocurra un incidente como lo comentas doctor, la responsabilidad la tendría que tener Petróleos Mexicanos de ahí hasta que sea el abandono. Incluso el propio abandono a los pozos no exime de una responsabilidad posterior por una mala práctica en el abandono de los mismos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- La única diferencia es que ya aquí no hay alguien que esté custodiando esa área.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Es correcto, porque se revierte al Estado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Sería estudiarlo, también ir a ver qué está sucediendo con ese pozo. Genera responsabilidad adicional.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero en todo caso, otra vez. Si lo que nos preocupa es el abandono y desmantelamiento del pozo, no le estamos pidiendo la opinión a Pemex, le estamos recordando sus obligaciones con respecto al abandono y desmantelamiento del pozo. Es una obligación que sigue siendo de Pemex, entonces yo quiero recordar que, dado que se produce este efecto, tú sigues siendo responsable de eso. Pero te informo de tu responsabilidad, no te pido una opinión.


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COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pero en términos del tiempo, cuando el contratista declaró que ese pozo no era para él, no era aprovechable, no era utilizable, ¿no debió entonces ya el asignatario llevar a cabo las acciones de abandono y desmantelamiento del pozo? O sea, este contrato tiene ya varios, tiene un par de años. ¿No? Y si el contratista había declarado supongo desde el 2017 hace un par de años que ese pozo no era útil, ahí, ¿no nació ahí la obligación de Pemex de llevar a cabo el taponamiento? ¿cuál es la situación actual del pozo pues, en otras palabras?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Lo que ocurre ahí es que, si bien estos contratos se firman con determinada fecha efectiva, la etapa de transición de arranque tiene un cierto periodo. Incluso puede haber o existir hasta prórrogas donde el contratista manifiesta tener una solicitud o ampliarle el término para que pueda documentar adecuadamente la utilidad o la no utilidad de pozos y materiales. En ese sentido, como se ha procedido en otras ocasiones y en otras convocatorias, lo que se hace es que se firma un acta al final de lo que es la etapa de transición de arranque donde ya hay una manifestación completa por parte del contratista en términos de que esta es la infraestructura que es de utilidad, esta es la infraestructura que no es de utilidad y esas actas se notifican también tanto a la Secretaría de Energía como también a ASEA y a Petróleos Mexicanos para los fines que así competa. Y dentro de esos fines que así competa, pues debería de estar también contemplado el desmantelamiento y el abandono de infraestructura o de pozos.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿Pero ahorita el pozo cómo está?

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Al día de hoy, bueno, al día de hoy lo que entendemos es que sigue cerrado y lo que fue confirmado en febrero de este año derivado de la visita de campo. Al día de hoy no ha habido un abandono por parte del operador anterior del pozo.


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COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Bueno, está bien. Pero entonces quizá la resolución, perdón colegas, quizá la resolución deba ser más enfática para que Pemex lleve a cabo las actividades de abandono y desmantelamiento del pozo, no para solicitarle su opinión, sino un resolutivo es que Pemex lleve a cabo esas acciones si es que es el supuesto práctico. ¿No? ¿Así está? Está bien. No es solicitar la opinión, es que Pemex lleve a cabo las actividades y eso es en términos del numeral 7, no del 4. Porque el 4 pareciera que pues sí, Pemex va a opinar algo respecto de lo que en realidad es un mandato entiendo de este Órgano Regulador para que lleven a cabo el abandono.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- Sí. Y para ahondar un poco en mayor claridad, es que el área se revierte al Estado y en esto se revierte a la Secretaría de Energía. ¿No? Entonces ahí lo que habrá que vigilar pues es que, derivado de estas entregas de áreas parciales o totales, pues sí cumplan cuando debe cumplir tanto los lineamientos en términos de la Comisión para los protocolos de entrega y recepción de área contractual como con los lineamientos y requisitos que establece ASEA para el tema de abandono y desmantelamiento de pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, Comisionado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perdón. ¿El tema del aviso a los propietarios está en el punto 8, ahí es donde de alguna forma le avisamos indirectamente? Porque hay aviso a Petróleos Mexicanos, a autoridades competentes y propietarios es cuando la inscribimos la resolución en el Registro Público de la CNH. ¿Ahí es donde se enteran? Ahí es donde se enteran.

DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Es correcto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. Perfecto, gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Entonces el acuerdo sería quitar el punto 4. ¿Sí?

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-A ver, lo que yo propondría es eliminar el 4 y que en la notificación a Pemex, aunque entiendo que así


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está, quede claro que la notificación es para que Petróleos Mexicanos lleve a cabo las actividades de abandono y desmantelamiento del pozo. Si no está así y si quieren vemos el resolutivo, yo creo que habría que dejarlo así de manera expresa y de manera clara. No es una opinión a Pemex, es una resolución por la que digamos se impone a Pemex pues esta carga que es taponar y abandonar un pozo que fue en su momento declarado no útil por el contratista y la obligación es del asignatario de llevar a cabo esas acciones.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí. O sea, aquí quitar el 4.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Es que el cuarto dice solicitar la opinión. ¿Pero qué va a opinar? Pemex tiene que llevar a cabo el abandono y el desmantelamiento. ¿No? Ese es muy importante que se modifique si es que los colegas Comisionados están de acuerdo, desde luego.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Así es. Y el octavo nada más para ... el octavo es, ah, no, notificar - el séptimo, perdón - a la Agencia. Ahí mismo está la Agencia. OK.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- El cuarto es el que hay que modificar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí. Muy bien, perfecto. Si, Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.-Yo quisiera solicitar que se pusiera específicamente que cuando esto suceda se le informe al propietario de la tierra, porque el propietario de la tierra tiene derecho a una renta. Entonces en ese instante va a desaparecer la renta. Entonces debe haber un acuerdo previo, etc. El cuate de repente va a decir, o sea, pues no va a saber qué pasó porque no se ha inscrito en el Registro Público y dudo que el Registro Público informe al propietario.

t COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, maestro Álvarez.

TITULAR DE LA UNIDAD DE ADMINISTRACIÓN TÉCNICA DE ASIGNACIONES Y CONTRATOS, MAESTRO FAUSTO ÁLVAREZ HERNÁNDEZ.- En ese caso doctor Moreira, no necesariamente el hecho de que el contratista tenga


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asignados estos dos polígonos como parte de esta área contractual y cualquier otra área contractual implica que ya entró en negociaciones con los dueños de la tierra para la actividad petrolera. O sea, en realidad esto solamente ocurre o estas notificaciones ocurren cuando el contratista ya tiene un proyecto y sabe dónde va a operar o dónde va a tener actividades y es con esos con los que hace esta negociación de la tierra. En este sentido, pues al no haber operación donde este contratista nunca operó, nunca tocó, pues nunca entró en contacto. Entonces no ocurre en ese sentido.

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


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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos resuelve dar por concluido el procedimiento de terminación anticipada por renuncia a una parte del Área Contractual, respecto del Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en Yacimientos Convencionales Terrestres bajo la modalidad de Licencia, CNH-R02-L02-AS.BG/2017


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, XXIV y XXVII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracciones VII y XII de la Ley de Hidrocarburos, y 28, fracción VII, del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, así como la Cláusula 3.4 del Contrato CNH-R02-L02-AS.BG/2017, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución

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por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos resuelve dar por concluido el procedimiento de terminación

anticipada por renuncia a una parte del Área Contractual, respecto del citado contrato.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 13:06 horas del día 23 de

julio de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Cuadragésima Segunda 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.

Comisionada

ÍJ"" Sergio Henrivier Pimentel Vargas

Comisionado

r Martínez Romero Comisionado

'Héctor Moreira Rodríguez

Comisionado

Carla Gabriela González Rodríguez Secretaria Ejecutiva


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