11.1 resolución por la que la comisión nacional de · un pozo, es el pozo exploratorio cheek-1...

Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

VIGÉSIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 17:07 horas del día 4 de abril 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 Parres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez, así como la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Vigésima 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 220.0235/2019, de fecha 3 de abril de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 18, fracción 1, inciso d), del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.

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

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

Órgano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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Hidrocarburos

Habiéndose verificado el quórum, la Comisionada Porres 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

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11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para el Campo Cheek, correspondiente a la Asignación AE-0024-2M-Okom-07.

11.2 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre las cesiones del control indirecto y del control corporativo, relativas a los contratos CNH-R02-L01-A2.TM/2017, CNHR03-L01-G-TMV-02/2018, CNH-R03-L01-G-TM\/-03/2018, CHN-R03-L01-AS-CS-14/2018 y CNH-A4.OGARRIO/2018, respectivamente.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas somerasYaluk-lEXP.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de PC Carigali México Operations, S.A. de C.V. para la perforación del pozo exploratorio en aguas profundas Yaxchilán Este-lEXP.

11.5 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Exploración, el Programa de Trabajo y el Presupuesto asociado al mismo, presentados por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V., relacionados con el contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.

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11.6 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la modificación al Programa de Trabajo 2019 y la

modificación al Presupuesto asociado al mismo, presentadas por ENI

México, S. de R.L. de C.V., para el contrato CNH-R02-L01-A10.CS/2017.

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de

Desarrollo para la Extracción presentado por

Pemex Exploración y Producción para el Campo

Cheek, correspondiente a la Asignación AE-0024-

2M-Okom-07.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secret�ria Ejecutiva, con

la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al maestro Julio César

Treja Martínez, Director General de Dictámenes de Extracción.

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

términos que a continuación se transcriben:

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

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- ¿Qué tal? Buenas tardes Comisionados. Bueno, para dar continuidad a la exposición del tema, en los aspectos generales por lo que respecta al Plan de Desarrollo, le pediré a Roberto Castro, Director General Adjunto de Dictámenes de Extracción, que nos exponga lo concerniente al tema.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ROBERTO CASTRO GALINDO.- Gracias. Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Vamos a presentar la evaluación técnica sobre el Plan de Desarrollo para la Extracción del campo Cheek. La


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siguiente por favor. En relación con la cronología del proceso, Pemex

presentó su Plan de Desarrollo el 20 de febrero del 2019. Se previno de

información el 27 del mismo mes, febrero del 2019, y se declaró suficiencia

el 15 de marzo del 2019. En ese proceso hubo una serie de comparecencias

y alcances a la información y el día de hoy estamos presentando ante

ustedes este dictamen. La siguiente por favor.

¿Cuáles son las características generales de la asignación? Este campo se

localiza a una distancia de 68 km al noroeste de Ciudad del Carmen en el

Estado de Campeche. El área de asignación que es la de color verde que

ustedes ven aquí en el mapa tiene 945 km2 • El área de extracción Okom -

perdón, Cheek - es esta de color naranja, tiene 24.25 km2 • La fecha de

emisión del Título de Asignación es del 27 de agosto del 2014. Su última

modificación fue el 18 de diciembre del 2017 y la vigencia es de 22 años a

partir del 27 de agosto del 2017. El tipo de asignación es de exploración y

extracción de hidrocarburos y tiene todas las formaciones geológicas

disponibles para hacer actividades de extracción. Las colindancias de este

campo son Chuc y Abkatún. La siguiente por favor.

En cuanto a las generalidades del campo, se tiene la declaratoria de

comercialidad con fecha 18 de septiembre del 2018. El campo tiene solo

un pozo, es el pozo exploratorio Cheek-1 que actualmente se encuentra

taponado. La profundidad total de este pozo es de 4,530 metros verticales,

llegó hasta el Cretácico Inferior. Se disparó un intervalo y se probó,

resultando productor de aceite de 35 grados API. Corresponde al

Mesozoico del Cretácico Superior. Tiene una densidad, como lo comenté,

de 34.31 grados API. La temperatura es de 140º C, la presión inicial es de

230 kg/cm2 y tiene una presión de saturación de 210 kg/cm2• Esta

estructura, si podemos regresar a la anterior, esta estructura es un

anticlinal de dirección Este a Oeste y hay que mencionar que en la región

hay un acuífero activo cuya magnitud afecta el desempeño de los

yacimientos que están en sus alrededores y es una variable crítica para

definir los escenarios de explotación. Este acuífero también afecta campos

como Chuc, Abkatún, Poi, Batab y Tarantunik. Se cuenta con un modelo

estático. Este fue construido con base en la información geológica,

geofísica, petrofísica y además datos de PVT del fluido que se tomó en el

pozo Cheek-1 y se revisó la consistencia del modelo estructural y de los

datos de entrada de este mismo modelo. La siguiente por favor.

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El operador presentó tres alternativas de desarrollo, las cuales estamos viendo en pantalla. Las tres contemplan perforación y terminación de pozos y dos de ellas contemplan reparaciones menores, que son limpiezas, estimulaciones y cambios de aparejo. La producción que se estima recuperar varía entre esas alternativas entre 4 y 19 millones de barriles. La alternativa que están seleccionando es la alternativa 2 que tiene gastos de operación de 50. 74 millones de dólares y una inversión de 263 millones de dólares. Esta alternativa 2 se diferencia de la alternativa 3 solo por una reparación menor. Y los indicadores económicos, como se muestran en pantalla, muestran que la alternativa 2 es la que mejor tiene en su rendimiento de inversión respecto a la producción que se espera. Aquí hay que destacar que el aparejo de producción con los que se van a terminar estos pozos ya tienen instalados sistemas para bombeo neumático y además van a contar con la tecnología de colas extendidas. Los pozos que se van a perforar son tipo "J" y tienen una profundidad total de 4,060 metros que son por encima del contacto agua-aceite identificado con la perforación del pozo exploratorio Cheek-1. La siguiente por favor. En esta lámina estamos viendo el pronóstico de producción ... sí.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No me quedó claro la diferencia entre la alternativa 2 y 3. Una alternativa es una manera diferente de hacer las cosas y yo creo que la 2 y la 3 una reparación menor, ¿y eso lo hace alternativa? O sea, obviamente me está diciendo que es una reparación que tiene consecuencias importantes, por eso es una alternativa?.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ROBERTO CASTRO GALINDO.- Si, como actividad es la diferencia una reparación menor y en la siguiente lámina vamos a poder ver que también el pronóstico de producción es un tanto diferente simplemente porque están ajustando el gasto de aceite de los pozos en la alternativa 3, por eso aquí ustedes ven un plató en esta alternativa 3, mientras que en la alternativa 2 que es la seleccionada llevan los pozos a gastos más altos, pero siempre por debajo del gasto crítico para evitar la conificación de agua. Y en realidad como usted dice sí son muy parecidas, van en búsqueda prácticamente del mismo volumen y la estrategia que


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están buscando es recuperar más rápido la producción debido, entre otras cosas, al acuífero regional que se tiene ahí y a las presiones tan bajas que se encuentran ya en este campo Cheek-1. Pero sí, en cuanto a alternativa desde el punto de vista de yacimiento, no hay una diferencia, es operativamente una reparación menor adicional.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Gracias.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ROBERTO CASTRO GALINDO.- Entonces como estaba comentando respecto a los pronósticos de producción, aquí están los de las tres alternativas. La línea verde representa la alternativa 2 que es la alternativa que están seleccionando. La alternativa 3 es la que tiene una reparación menor adicional y aquí están controlando los gastos de producción de los pozos para establecer un plató, pero sí, definitivamente esto es solo operacional. La siguiente por favor.

En esta lámina estamos viendo las actividades que plantean llevar a cabo. Primeramente, van a construir dos duetos, uno que lleva gas de BN hacia la plataforma Cheek y otro dueto que lleva la producción en multifásico hacia la plataforma Kuil-B. Van a recuperar el pozo exploratorio y van a perforar dos pozos más. Van a realizar 8 reparaciones menores como lo comenté, los cambios de aparejo que consisten en meter aparejos con menor diámetro se realizarán en el año 2022-2023 y los taponamientos de los pozos están programados para el año 2029, así como el abandono de la instalación en el mismo año en el 2019. Adicionalmente, van a tomar la información durante la perforación como registros básicos, registros especiales, van a tomar núcleos los cuales no cuenta actualmente el campo y perfiles sísmicos a los pozos, entre otros. Y van a hacer posteriormente también toma de información de curvas de incremento y decremento en los pozos y aforos. La siguiente por favor.

En esta lámina hay que destacar la infraestructura que van a construir que es la Plataforma Ligera Marina Cheek-A, el gasoducto que lo estoy señalando aquí que va a llevar gas de BN y el oleogasoducto para llevar la producción hasta la plataforma Kuil-B. La siguiente por favor.

En cuanto al Programa de Inversiones, la actividad que más tiene gasto e inversión es la de desarrollo, la cual contempla la construcción de


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instalaciones y la perforación de los pozos. En la actividad de desarrollo se

tiene intervenciones a pozos también y operación de las instalaciones. Y

están considerando, como lo comenté, el desmantelamiento y el abandono

de infraestructura. El total de la inversión y de los gastos es de 314 millones

de dólares y hay un concepto de otros egresos que corresponde a

mantenimiento y abandono de infraestructura por la cual se transporta la

producción hacia la Terminal Marítima de Dos Bocas. Esto da un total de

339 millones de dólares. La siguiente por favor.

Internamente en la Comisión hicimos la evaluación económica de la

alternativa seleccionada con las premisas que se están mostrando en

pantalla. Los resultados muestran que las alternativas y los mismos análisis

que presentó Pemex son coherentes dando que la alternativa 2 es la que

da mayor rentabilidad. El VPN después de impuestos calculado es de 73

millones de dólares. La siguiente por favor.

En cuanto a los mecanismos de medición, aquí les muestro la plataforma

Cheek-A que es la que se va a construir junto con el oleogasoducto que

llevará la producción en multifásico hasta Kuil-B. Posteriormente, igual en

multifásico la producción se envía hasta Abkatún-A donde es separado el

gas y el aceite. El aceite se envía hasta la Terminal Marítima de Dos Bocas

y posteriormente a Palomas. Estos dos puntos son los puntos de medición

para el aceite. El gas separado se envía hasta Atasta, ahí aparecen los

primeros condensados. Se envían ambos, se envía el condensado hasta

Ciudad Pemex, donde es medido. Perdón, pasa solo a Ciudad Pemex y

luego es enviado a Nuevo Pemex y hasta Cactus, donde se tienen los

puntos de medición para el condensado. Y el gas desde Atasta es enviado

hasta Nuevo Pemex donde tenemos un punto de medición de gas. La

siguiente por favor.

En cuanto al aprovechamiento de gas, en esta línea azul estamos indicando

la capacidad de compreston en Abkatún-A y vemos que el

aprovechamiento que está proyectando el operador petrolero supera el

98% de aprovechamiento. Cuenta o contará con infraestructura

indispensable para cumplir con esta meta y también estamos viendo cómo

se relacionan con los gastos de Cheek y los gastos de gas de otras

asignaciones como lxtal, como Onel o como Manik. La capacidad está

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sobrepasada y se dará entonces cumplimiento a este porcentaje de

aprovechamiento de gas. La siguiente por favor.

En esta lámina estamos viendo el comportamiento de presión-producción

del campo Cheek. Esta línea con triángulos es el comportamiento de

presión que se observa de manera regional y se toma como correlación al

campo Chuc. Vemos los perfiles de aceite y de gas y aquí hay que señalar

que, bueno, como lo comenté existe un acuífero regional que está

afectando la presión y la producción de estos pozos. El cambio de aparejo

que les he mencionado se dará una vez que se presente la presión de

yacimiento igual a la presión de burbuja o más abajo. Esto se estima que

será cuando los pozos tengan aproximadamente 3,000 barriles de

producción. En ese momento se hará el cambio de producción para

optimizar la producción de los pozos y entonces se ajustarán los gastos

para evitar entonces la conificación del gas hacia el pozo. La siguiente por

favor.

En esta lámina estamos mostrando los mecanismos de empuje. En Cheek

se tiene, como les comenté, un acuífero y se tiene expansión de roca fluido

como sistema. Sin embargo, esta expansión aporta muy poco a la

producción, me parece que es alrededor de 5%. Casi no se observa ese

efecto y entonces estamos viendo el mecanismo principal es el acuífero y,

como les comenté, se toma como correlación el comportamiento de

producción de campos como Chuc que es el campo vecino.

En cuanto a las recomendaciones, sería conveniente generar un modelo

numérico que permita al asignatario evaluar estrategias adicionales de

explotación para incrementar la recuperación de hidrocarburos. En función

de la explotación del yacimiento, el asignatario deberá dar seguimiento a

la caracterización dinámica para calibrar la magnitud de los empujes

predominantes y en su caso hacer los ajustes necesarios en los pronósticos

de producción de los pozos y dar seguimiento al rnonitoreo de contactos

de fluidos en función del ritmo de vaciamiento, los cuales deberán

adecuarse de conformidad con el comportamiento del yacimiento y las

condiciones operativas de los pozos.

En cuanto al cumplimiento de la normativa aplicable, en relación al artículo

44 de la Ley de Hidrocarburos, se aprecia que la tecnología y el plan de

producción permiten maximizar el factor de recuperación en condiciones

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económicamente viables con la información que se tiene disponible. Cumplen con el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural y se tienen los mecanismos de medición adecuados para la producción de hidrocarburos. Y en cuanto al artículo 39 de la LORCME, se acelera el conocimiento del potencial petrolero del país, se eleva el factor de recuperación y la obtención del volumen de crudo y gas y existe reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética. Y, por último, se promueve el desarrollo de las actividades de exploración y de extracción de hidrocarburos en beneficio del país. La siguiente por favor.

La asignación de Cheek tiene un traslape en superficie con la asignación de Abkatún. Este traslape es a nivel superficial, no existe traslape de yacimientos, no hay yacimientos compartidos. De hecho, la producción o el desarrollo que tiene Abkatún es en el norte de esta asignación Abkatún. Por lo tanto, la siguiente por favor, dentro del dictamen se está considerando o se está opinando sobre la modificación del polígono de Abkatún. Se verificó a partir de la sísmica que no existe una continuidad entre Cheek y Abkatún y la modificación que se está proponiendo para la asignación de Abkatún no tiene ningún impacto en las actividades de Cheek. Entonces esta Comisión está emitiendo una opinión dirigida a la Secretaría de Energía para modificar los vértices del polígono de Abkatún. Y cabe señalar que los demás elementos del anexo 1 se mantienen en los términos vigentes. La siguiente por favor. Con esto termino la presentación de la evaluación técnica del campo Cheek. Cedo la palabra a la Comisionada ponente y quedamos a sus órdenes para las preguntas.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Castro. ¿Algún comentario? En realidad, lo que quisiéramos cqmentar nada más de más es este es uno de los 20 campos que Petróleos Mexicanos ha comentado que está dentro de su estrategia para poder a producir rápidamente. Como podemos ver dentro del plan de trabajo que están proponiendo, básicamente la mayor parte de sus actividades están consideradas para este año 2019 y 2020 para poner a producir digamos una producción ya de desarrollo muy temprana digamos para poder recuperar gran parte de la producción de este yacimiento. Y no se considera que es un yacimiento grande, pero puede contribuir a incrementar rápidamente la producción cuando menos de Petróleos


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Mexicanos dentro de los plazos que está considerando en su estrategia. En realidad, si no mal recuerdo, ¿es el cuarto? Es el cuarto campo que propone a la Comisión de los 20 que ha considerado y bueno, pues estamos esperando los otros 16 que ha comentado para seguir evaluando y ver los Planes de Desarrollo que están considerando para que en corto plazo se pueda considerar una producción incremental a lo que tiene Petróleos Mexicanos. Y bueno, si tienen algún comentario Comisionados, lo pongo. Doctor Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo me quiero regresar a la alternativa 1, alternativa 2. Si notas tú en la gráfica que presentaron ustedes donde estaba la producción, la diferencia en producción pues realmente es 19, 20, 21. Y entonces sin embargo cuando vemos las reparaciones menores en la siguiente donde viene el plan de trabajo, pues las reparaciones menores no se dan hasta el 2022 y el 2023. Entonces la curva de producción no tiene nada que ver con las reparaciones menores porque no se han hecho, ni en la alternativa 1 ni en la alternativa 2. Entonces en realidad lo que está a mi entender con la gráfica que ustedes tienen son dos estrategias diferentes para manejar la producción más que hacer o no una reparación más. Estás manejando el gasto. Entonces la pregunta que yo tendría al ver las curvas de producción es cuál es el efecto de tener mayor producción los primeros dos años en cuanto a la presión. O sea, ¿no corremos el riesgo de bajar la presión e inundar el pozo con agua?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- No. De hecho, Comisionado, es un tema que nos estaba viendo en profundidad. Si podemos poner la dispositiva 16. La diapositiva 16 la hemos ocupado porque es un acuífero regional el que se tiene. Es un acuífero muy grande donde ahorita podemos ver la tendencia de presión de algunos campos que están aledaños, es el caso de Abkatún, el caso de Chuc, el caso de Batab, el caso de Poi. Si podemos ver en la gráfica, todos los yacimientos originalmente en Cretácico, cabe aclarar, tienen alrededor de 380 kilos. Al día de hoy están alrededor de 220 kilos que es la presión en la que se encuentra el caso de Cheek. Ya están agarrando un comportamiento asintótico por el ritmo de extracción que se tendría. O sea, el ritmo de vaciamiento que se tiene a nivel global de los yacimientos contra el acuífero, que es bastante grande, está


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compensándose. Entonces aquí por eso si vemos la diferencia vamos a

tener alrededor de 20 kilos durante la vida productiva del yacimiento. De

hecho, si nos vamos a la diapositiva 17 por favor.

La dispositiva 17, si vemos, es un estudio que se hizo de carácter regional

que se hizo por parte también de Petróleos Mexicanos en el año 2012,

donde se empezó a ver que se podían dividir en tres tipos grandes el

acuífero, los cuales se empezaban a zonificar y nosotros lo comprobamos

con la tendencia de presión. Entonces tenía un bloque 3, un bloque 2, un

bloque 2 y en el bloque 1 es donde estamos teniendo Poi, Chuc, Abkatún y

entre esos campos también tenemos lo que es Cheek. Entonces es un

acuífero muy grande que está soportando la presión y al ritmo de

vaciamiento estamos viendo también por el análisis que nos pasaron de

balance de materia que solamente disminuía estos 20 kilos.

Ahora, ¿cómo estamos asegurando en algún momento con la información

que se tiene disponible de que no irrumpa el agua ya sea por conificación

o en su caso por canalización? Estamos analizando lo que son los gastos

críticos. Todos los gastos que se plantearon ahorita en el plan son menores

al gasto crítico que se tendría para conificación tomando en consideración

la ecuación de Pérez Martínez. Eso es lo que se está tomando. Cabe aclarar

que es una foto muy puntual al día de hoy con la información y se tiene

que seguir modelando. De hecho, eso es una parte de las recomendaciones

que se tiene.

Ahora un poquito en cuestión de las reparaciones que decía. Si bien a nivel

de yacimiento no se ve la afectación, solamente se están modificando los

esquemas de producción, sí en cuestión de la vida productiva del pozo

como tal. ¿Por qué? Porque las reparaciones menores que se tienen van a

ser por obstrucción. Como se tiene un acuífero asociado y se prevé que van

a tener incorporación de agua en algún momento, se está previendo que

van a ver precipitado de sales. Esa precipitación de sales va a ser una para

la limpieza de aparejo a través de una estimulación ácida en el propio

aparejo y adelante como va disminuyendo el índice de productividad en los

pozos se va a cambiar el aparejo. ¿Por qué? Porque si no la contrapresión

por la carga del líquido podría ser en algún momento que ya no fueran

fluyentes estos pozos, en algún momento, o que tuvieran un gasto


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adicional de energía. Entonces por eso se están haciendo a un periodo ya del 2023.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Ahora, en términos generales una alternativa es una estrategia. Se convierte en una alternativa porque es cómo le das vida a una estrategia diferente. Entonces yo no sé si como una solicitud cuando presentemos una alternativa que nos digan la alternativa consiste, la diferencia entre estas dos hay dos estrategias de vaciamiento, que esto es más acelerado que esto y nos va a dar una producción más temprana. Como lo dijeron ustedes efectivamente, pero esa es la diferencia, no el hecho que tenga una reparación menor o no.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, doctor Martínez, por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. la maximización de valor tiene que ver con el manejo de las condiciones de yacimiento, pero también condiciones superficiales. Se plantea que se va a construir un dueto de 161

1 para el manejo de los hidrocarburos y un gasoducto de 8 1

1 para bombeo neumático. El dueto de 1611 tiene una capacidad hasta de 50,000 barriles por día. la producción máxima en el yacimiento alcanza menos de la mitad que los 50,000 barriles. ¿Cuál debería ser el dueto o el diámetro del dueto adecuado para manejar ese pico de producción? ¿Hicieron el cálculo, ustedes tienen alguna idea de cuánto pudiera haber sido y cuáles serían la disminución de costos?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Como tal en la cuestión del costeo del dueto, no estamos analizando la alternativa que presentan en cuestión de la infraestructura. Ahora, si nos metemos al diseño del tubo, tendríamos que ver también cuestiones de contrapresión si al bajar el diámetro no nos generaría una contrapresión de lo que van a fluir los pozos. Al final, tendríamos que estarlo determinando. Al día de hoy no se tiene el análisis como tal, estamos analizando el dueto que está presentando Petróleos Mexicanos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, lo que se observa es que están súper sobrado las capacidades. Entonces bueno, hay una

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capacidad específica con un cierto diámetro que da la caída de presión

mínima y que finalmente eso también tiene que ver con los costos de

operación. Habrá que ver cuánto podría ser la disminución de costos. A lo

mejor no hay disminución de costos porque no hay en el mercado el

diámetro del tubo que le corresponde, eso puede ser. Pero, por otro lado,

¿el bombeo neumático no va a generar problemas después de manejo de

nitrógeno y el bombeo neumático es la mejor opción para la explotación

de este yacimiento? O sea, son dos preguntas. El bombeo neumático en la

región marina ha generado problemas de contaminación con nitrógeno.

¿Aquí hay ese problema? ¿y por qué bombeo neumático y por qué mejor

no bombeo electro centrífugo o bombeo hidráulico tipo Jet? Son realmente

pues muy poquitos pozos, todo se puede poner en la plataforma. ¿Cuál es

el planteamiento para que la estrategia, como dice el doctor Moreira, sea

esta? Que finalmente la que estamos buscando es la que maximiza el valor

de los hidrocarburos y hay una sola en este momento.

Va a ir cambiando en el tiempo y esa va a ser una recomendación que creo

que debemos de plantear y que de alguna forma está delineada de que hay

que ir viendo cuál es el comportamiento y posiblemente haya la posibilidad

de generar algún proceso de recuperación secundaria y mejorada, no

solamente el acuífero, porque la eficiencia de barrido por agua es mucho

menor que una eficiencia barrido por gas. De lo que vimos en la

presentación, el yacimiento tiene el orden de ... Y me estoy siguiendo otros

temas para que ustedes puedan tener el tiempo para ver lo anterior. Tiene

como 200 metros de espesor más o menos. Entonces cuáles serían las

características o más bien tiene las características para que pudiéramos

reinyectar gas por ejemplo y generar una segregación gravitacional e

incrementar el factor de recuperación que por cierto está bajo porque son

26%. Comparado con todos los que nos presentaron en las gráficas pues es

un poco mayor, tenemos que darle seguimiento. Ahorita está bien con lo

que tenemos, pero con eso termino para que ustedes tengan la posibilidad

de contestar. ¿Por qué bombeo neumático? ¿Qué va a pasar con el gas que

van a traer de la plataforma vecina? ¿No trae problemas de nitrógeno, no

va a generar problemas de aprovechamiento de gas y por qué bombeo

neumático? Y otra vez lo mismo, ¿se requiere una tubería de 8" para

manejar el gas si son tres pocitos? ¿Cuál sería la capacidad que debiera de

tener? Y pues puede ser la misma respuesta que a lo mejor ahí queremos


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una de 6" pero no hay 6", te vas a 8" que es la que está en el mercado. Pero bueno, ustedes contesten lo que crean.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ROBERTO CASTRO GALINDO.- No, al igual que la respuesta respecto al oleogasoducto en cuanto al dueto de BN, no se tiene un análisis al interior de la CNH. Muchas de las tecnologías que están proponiendo para este campo la están tomando como correlación de los campos vecinos. Por ejemplo Chuc, por ejemplo las colas extendidas también para evitar la irrupción temprana del agua. En ese sentido también están tomando el BN como tecnología que ha sido aplicada en los campos vecinos. En cuanto al bombeo neumático, se utilizará gas dulce. Se inyectará gas dulce que se tomará de una red que existe en la plataforma Chuc-B.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No tiene nitrógeno.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ROBERTO CASTRO GALINDO.- No, no tiene problemas de nitrógeno.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Ahora o en el futuro tampoco?

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ROBERTO CASTRO GALINDO.- No. Al menos no está o no lo proyectan o mencionan que sea un problema futuro.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias. Nada más el punto que quiero clarificar es que nosotros no tenemos que hacer los cálculos, los cálculos los hace el operador. Pero seguramente cuando se revisa toda la información pues surgen dudas y esas se preguntan al operador y ellos tengan la respuesta. No, de ninguna forma yo pretendo que ustedes tengan los datos específicos ni que hagan los cálculos, pero sí llama la atención que la infraestructura está muy sobrada de inicio. Debe tener su explicación y nosotros deberíamos de tener la respuesta de por qué se está dando. Yo no tengo problema, para mí está bien lo que nos están planteando, pero como que se presentan dudas durante la presentación porque de repente no hay la claridad si las diferencias son en


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actividades o las diferencias, como ya lo explicaron hace rato, son debidas a la política de explotación de abrir los pozos a más gasto o menos gasto. Abrirlos a más gasto definitivamente significan factores de recuperación menores en el tiempo. Posiblemente en el análisis que tengan con la información con la cual cuenta el operador y ustedes, pues esto es lo que tenemos el día de hoy y está bien. Gracias doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario? Ah, por favor.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si, nada más para dar respuesta a algunas de las preguntas que se acaban de señalar en lo que teníamos de la infraestructura. En cuestión del BN, ya conformamos que no tendríamos mayor tema porque recordemos que también se tiene Abkatún-A y Abkatún-D, son donde se tiene procesamiento de gas residual, lo que usualmente también se bombea para las cuestiones hacia la marina hacia lo que es Ku-Maloob-Zaap, Akal. Entonces es un gas procesado que no tiene contaminantes ya de nitrógeno en su mayoría.

Luego tendríamos en cuestión de los 600 metros de espesor, sí se podría hacer en algún momento la inyección del gas como bien lo dice el doctor Néstor para un proceso de mantenimiento de presión si así lo tenemos o bien algún punto pues para tratar de desplazar si quisiéramos el agua como ya se está planteando en algunos otros yacimientos. No va a ser un yacimiento fracturado. Ahora, aquí los ritmos de explotación van a depender también mucho pues de cuánto podamos drenar de la cuestión de la matriz. ¿Por qué? Porque los drenes donde vamos a tener los primeros flujos son en la fractura y la matriz va a empezar a drenar más lento. Entonces tendríamos que calcular los ritmos necesarios para que hubiera esa transferencia matriz-fractura en términos óptimos.

Ahora, ¿por qué tener mayores gastos al inicio? También lo vimos con ellos. En cuestión de rentabilidad en cuestión del proyecto, ¿por qué? Porque ya en el VPN se veía afectado si empezábamos a tenerlos mayor. De hecho, se hizo un ejercicio que moría o que se acababa hasta el 2034 y en rentabilidad podía verse afectado por cuestiones de gastos de operación. Entonces eso es lo que se va haciéndose en los escenarios que estamos analizando con los datos que tenemos hoy. Y cabe aclarar que pues


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Hidrocarburos

también se hizo a través de un análisis de balance de materia que, como sabemos, pues tendríamos que tener historia de producción para poderlo modelar. Al día de hoy el campo no tiene historia de producción, pero están tomando el análogo que sería el campo Chuc. Entonces eso se va a tener que ir detallando conforme se vaya explotando el yacimiento.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y creo nada más para una cuestión técnica que creo debemos de explicar en forma adecuada es que hay un diámetro de tubería óptima para manejar un cierto volumen de fluidos. Si lo hacemos más grande, tenemos ineficiencias en el transporte. No porque sea más grande va a ser el mejor. Igual en el sentido contrario, si lo estoy poniendo más pequeño de lo que debo, tengo ineficiencias en el transporte. ¿Qué significa eso? Caídas de presión adicionales y por lo tanto también afectaciones a los gastos de los pozos. Entonces se debiera tener el gasto, con el gasto que van ellos a manejar, tener las tuberías. Pero como manejan picos, eso es un problema porque entonces todo se está diseñando en el pico y el pico va a durar muy poquito tiempo y las tuberías van a estar ahí por años y años y años. Entonces eso es lo que se tiene que revisar en la parte de las instalaciones superficiales, no solamente es la parte del yacimiento y todo al final es lo que nos lleva a tener una estrategia que maximiza el valor. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias. Si, por favor.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ROBERTO CASTRO GALINDO.- Para complementar la respuesta respecto a los sistemas artificiales, el operador presenta un análisis dentro de los diferentes sistemas y como conclusión obtiene que el sistema de bombeo neumático es el que tiene un mejor rango de operación para las condiciones que están esperando y además cuentan con la infraestructura ya existente y el suministro de gas que viene de Chuc-D. Es ahí donde selecciona el BN como la opción óptima para ayudar al levantamiento de los hidrocarburos hacia la superficie.

f COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Cuestiones técnicas. Finalmente, la presión de saturación se va a encontrar en el año 2021, va a caer muy rápido y eso va a servir como un sistema artificial de producción

ó gano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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Hidrocarburos

pues proporcionado por el propio gas del yacimiento. También esas cosas tienen que estarse revisando, porque entonces posiblemente la necesidad del bombeo neumático en volumen va a disminuirse y eso también va a reducir nuevamente las necesidades del tubo de 7 pulgadas. Hoy fue producción, ¿verdad?

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Nomás para entender la evaluación económica. ¿El precio del aceite promedio es promedio de los 22 años?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA DE EVALUACIÓN DE CONTRATOS Y ASIGNACIONES, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- No. El nuestro recordemos que nosotros no utilizamos precisamente las premisas que el operador nos propone. Nosotros hemos determinado ocupar los precios del índice de referencia del precio de gas natural que publica la CRE. En este caso ese precio es el que publicó para enero de 2019 para una, son seis o siete regiones que maneja la CRE y nosotros buscamos la región en donde caería la asignación en este caso. El precio fue de 5.72 dólares por millón de ft2.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Entonces el precio del aceite y el precio del gas son precios ya actuales.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA DE EVALUACIÓN DE CONTRATOS Y ASIGNACIONES, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Sí.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK. Y luego los ingresos a futuro en los 22 años los voy a tratar con una tasa de descuento del 10%.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA DE EVALUACIÓN DE CONTRATOS Y ASIGNACIONES, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Así es.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK. ¿y luego el tipo de cambio cómo lo voy a tratar?

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA DE EVALUACIÓN DE CONTRATOS Y ASIGNACIONES, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Nosotros el


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Comisión Nacional de Hidrocarburos

tipo de cambio particularmente no lo ocupamos porque toda la evaluación económica la hacemos justo en dólares.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, perfecto. OK, gracias, muy amable.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados?

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Tengo una pregunta doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, por favor.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- No de este proyecto, sino de los 20 que constituyen la estrategia de Pemex. Se dijo que aprobamos, si se aprueba este que supongo que así será, este sería el cuarto y están pendiente 16. De esos 16, ¿cuántos ya recibimos? O sea, ¿cuántos están en análisis acá en la Comisión?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ninguno.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Los 16 están en cancha de Pemex.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Exactamente, así es. ¿Algún comentario? ¿No? ¿Sí? OK. Por favor Secretaria Ejecutiva podría leer la propuesta de acuerdo."

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

RESOLUCIÓN CNH.E.20.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para el Campo Cheek, correspondiente a la Asignación AE-0024-2M-Okom-07.

Ó gano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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Hidrocarburos

ACUERDO CNH.E.20.001/19

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, 44 fracción 11, de la Ley

de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento

Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución

por la que se aprueba el Plan de Desarrollo para la

Extracción, presentado por Pemex Exploración y

Producción para el Campo Cheek, relativo a la Asignación

AE-0024-2M-Okom-07.

11.2 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre las cesiones del

control indirecto y del control corporativo, relativas a

los contratos CNH-R02-L01-A2.TM/2017, CNH-R03-L01-

G-TMV-02/2018, CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018, CHN

R03-L01-AS-CS-14/2018 y CNH-A4.OGARRIO/2018,

respectivamente.

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

la venia de la Comisionada Porres, dio la palabra al maestro Ramón

Antonio Massieu Arrojo, Titular de la Unidad Jurídica.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor maestro Massieu.

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEU ARROJO.- Muchas gracias Comisionada, Secretaria Ejecutiva, Comisionados, buenas tardes. Antes de entrar al análisis más detallado de

, rgano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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) ¿

d-/l/


Hidrocarburos

¡

este tema, quisiera únicamente comentar en términos generales pues de dónde vienen estas cesiones de control corporativo.

Las cesiones que tenemos en frente obedecen o se derivan de una operación global que está llevando a cabo el grupo DEA Deutsche Erdoel en donde se está asociando con otro grupo corporativo llamado BASF. BASF es un grupo corporativo muy importante con una presencia muy importante en Europa, principalmente en Alemania, pero también en otras regiones del mundo como África del Norte, América del Sur, Rusia, Medio Oriente y está involucrado principalmente en el sector químico. Sin embargo, tiene diversas divisiones en otros sub sectores. Uno de esos sub sectores o uno de estos sectores alternos es el sector petrolero y del gas natural donde tienen una división llamada Wintershall Holding. A través de esta última división que mencioné de Wintershall Holding es que se está dando la entrada a este grupo corporativo de DEA. Principalmente, a través de la entrada de este vehículo, el cual ahora va a controlar directamente a la empresa que controla directamente a nuestro contratista. En virtud de esto, se actualiza la definición de control indirecto que tenemos previsto en nuestros lineamientos y propiamente en nuestros contratos. Entonces eso es un poco el contexto general, esto es una consecuencia como les digo de una operación global que por sus características tiene consecuencias regulatorias que debemos atender a través de estos proyectos. Y si me lo permiten, para la explicación más detallada de cada uno de los casos, me gustaría cederle la palabra a la licenciada Aidde Chanta! Rosas.

DIRECTORA DE ACTOS Y PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS, LICENCIADA AIDDE CHANTAL ROSAS REZZA.- Gracias. Buenas tardes Comisionados, gracias Titular. Tal como se señaló, vamos a ver la cesión del control corporativo y de gestión de la empresa Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V. La siguiente diapositiva por favor.

Esta empresa es empresa participante en cinco contratos, los cuales los detalles se ven en la diapositiva que tenemos en la presentación, en los cuales los primeros contratos es operador y todos son de producción compartida. La solicitud para la realización de esta cesión del control corporativo se llevó a cabo en marzo del 2019 en virtud de la transmisión del 100% de las acciones de DEA Deutsche Erdoel AG, que son propiedad de Ll E Acquisitions GmbH a favor de Wintershall Holding GmbH la cual, de


20


Hidrocarburos

ser aprobada por esta Comisión, será renombrada como Wintershall DEA

GmbH.

Para ser un poco más explicativa, para ser más drástica la explicación de la

reestructura corporativa, en esta diapositiva tenemos la estructura actual,

en la cual en la parte de abajo se encuentra la empresa participantes

Deutsche Erdoel México, S. de R.L. de C.V. que cuyo saldo inicial el 1% son

DEA E&P GmbH y por otra parte el 99% es DEA Deutsche Erdoel AG, la cual

es el controlador directo de nuestro contratista tal como se puede mostrar

ahí y el 100% de las acciones de DEA Deutsche Erdoel AG están en la

tenencia de Ll E Acquisitions GmbH que es el controlador indirecto de

nuestra empresa participante.

En la siguiente dispositiva podemos ver cómo quedaría la estructura

posterior a la realización de la cesión, en la cual podemos observar la

constante de la empresa participante y de su controlador directo que es

DEA Deutsche Erdoel AG. Y, por otra parte, este cambio en el cual ya no

sería L1 E Acquisitions GmbH la controladora indirecta sino Wintershall

DEA GmbH, la cual tendría una participación de 33% de L1 E Acquisitions y

por otra parte 67% de BASF, que es este nuevo grupo que se incorporaría

a DEA tal y como señaló el Titular de la Unidad Jurídica. Siguiente

diapositiva.

Dentro de parte del marco contractual en los contratos se prevé la

definición de control, específicamente como la capacidad de una persona

o grupo de personas para llevar a cabo cualquiera de los siguientes actos.

Debemos resaltar la segunda fracción y la fracción tercera. La segunda es

tener la titularidad de derechos que permitan, directa o indirectamente,

ejercer el voto respecto de más del 50% del capital social de la empresa

participante y la dirección directa o indirecta de la administración,

estrategia o principales políticas del contratista, ya sea a través de

propiedad de valores, por contrato o por cualquier otra forma. Por último,

también en los contratos se prevé que cualquier cesión que implique un

cambio de control corporativo y de gestión del contratista deberá de

contar con el consentimiento previo de esta Comisión.

Dentro de otra parte del marco jurídico tenemos el artículo 15 de la Ley de

Hidrocarburos que prevé que la Comisión deberá autorizar de forma

previa la celebración de alianzas o asociaciones en las que se ceda el


21

l


Hidrocarburos

control corporativo y de gestión del contratista y por otra parte los lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para celebrar alianzas o asociaciones en las que se lleve a cabo la cesión del control corporativo y de gestión o del control de las operaciones respecto de los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos.

Siguiendo los requisitos que se revisaron, es la capacidad legal, la misma habilitación para contratar, la procedencia lícita de recursos financieros con la información presentada y derivado de la evaluación realizada por la Dirección General de Licitaciones A. Con la opinión favorable de la Unidad de Inteligencia Financiera de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, Wintershall Holding GmbH cumple con estos requisitos.

Una de las consideraciones principales a tratar en el presente asunto es que no se afectan las capacidades técnicas, de experiencia y financieras para llevar a cabo la continuidad de actividades petroleras en virtud de que DEA Deutsche Erdoel AG es la empresa que acreditó tales capacidades como operador y como no operador en el proceso de licitación y continúa siendo el controlador directo de DEA México. Por otra parte, Wintershall Holding GmbH cumple con los requisitos de las Bases de Licitación. Es por ello que en los proyectos de resolución, por haber satisfecho los requisitos previstos en los lineamientos y en el contrato, se propone la autorización para la cesión del control corporativo de Deutsche Erdoel AG México S. de R.L. de C.V. a favor de Wintershall Holding GmbH, la notificación de laresolución a las partes interesadas y a las autoridades competentes y porúltimo la inscripción de tales resoluciones en el registro de la Comisión.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias. Comisionados, ¿alguna pregunta, algún comentario? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo. Ah, perdón, Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Estamos hablando de empresas muy grandes y de empresas de reputación muy consolidada a nivel mundial, no hay ninguna duda que esta es una cosa muy bien estudiada y muy bien planeada. La pregunta que yo tenía es un poquito si en esta ocasión o en otra si nos pudieran platicar un poquito más de lo que hacen estas empresas de control indirecto. O sea, por ejemplo, el caso de


22

o


Hidrocarburos

BASF pues no nada más tiene Wintershall, tiene un montón de otras cosas. Es decir, es una empresa que se dedica a eso. Como ustedes lo pusieron muy bien por ahí, pero no del otro lado. O sea, ¿Ll E Acquisitions qué hace?

DIRECTORA DE ACTOS Y PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS, LICENCIADA AIDDE CHANTAL ROSAS REZZA.- Se dedica a invertir.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Es un fondo de inversiones.

DIRECTORA DE ACTOS Y PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS, LICENCIADA AIDDE CHANTAL ROSAS REZZA.- Así es.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, perfecto.

DIRECTORA DE ACTOS Y PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS, LICENCIADA AIDDE CHANTAL ROSAS REZZA.- Tiene participación en varias empresas.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK, gracias.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perdón, y aprovechando que se dice que vamos a comunicar a las autoridades competentes. ¿Esos quiénes son? Hacienda.

DIRECTORA DE ACTOS Y PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS, LICENCIADA AIDDE CHANTAL ROSAS REZZA.- Secretaría de Energía, Secretaría de Hacienda, Fondo Mexicano del Petróleo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK, muchas gracias. Gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer. Son varios acuerdos, ¿verdad?"

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


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¿


Hidrocarburos

RESOLUCIÓN CN H. E.20.002/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos consiente la cesión del control indirecto de DEUTSCHE ERDOEL MÉXICO, S. DE R.L. DE C.V., en los términos que se indican, dentro del contrato para la exploración y extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida en aguas someras, CNH-R02-L01-A2.TM/2017.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 31, fracción XI de la Ley de Hidrocarburos y 13, fracción XIV del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno , por unanimidad, aprobó la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos consiente la cesión del control indirecto de DEUTSCHE ERDOEL MÉXICO, S. DE R.L. DE C.V. respecto del contrato CNH-R02-L01-A2.TM/2017.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y de gestión, en los términos que se indican, dentro del contrato para la exploración y extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida en aguas someras, CNH-R03-L01-G-TMV-02/2018.


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Hidrocarburos


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 15 fracción II y 31, fracción XI de la Ley de Hidrocarburos y 13, fracción 11, inciso g., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, aprobó la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y de gestión indirecto respecto del contrato CNH-R03-L01-GTMV-02/2018.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y de gestión, en los términos que se indican, dentro del contrato para la exploración y extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida en aguas someras, CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 15 fracción II y 31, fracción XI de la Ley de Hidrocarburos y 13, fracción 11, inciso g., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, aprobó la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y


25

l


Hidrocarburos

/

de gestión indirecto respecto del contrato CNH-R03-L01-GTMV-03/2018.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y de gestión, en los términos que se indican, dentro del contrato para la exploración y extracción de hidrocarburos bajo la modalidad de producción compartida en aguas someras, CHN-R03-L01-AS-CS-14/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 15 fracción II y 31, fracción XI de la Ley de Hidrocarburos y 13, fracción 11, inciso g., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, aprobó la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y de gestión indirecto respecto del contrato CNH-R03-L01-AS-CS-14/2018.

RESOLUCIÓN CN H. E.20.006/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y de gestión, en los términos que se indican, dentro del contrato para la extracción de hidrocarburos en yacimientos convencionales terrestres bajo la modalidad de licencia, CNH-A4.OGARRIO/2018.


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Hidrocarburos


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII

de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en

Materia Energética; 15 fracción 11 y 31, fracción XI de la Ley

de Hidrocarburos y 13, fracción 11, inciso g., del Reglamento

Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, aprobó la

Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos autoriza la cesión del control corporativo y

de gestión indirecto respecto del contrato CNH

A4.OGARRIO/2018.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de

autorización de Hokchi Energy, S.A. de C.V. para

realizar la perforación del pozo exploratorio en

aguas someras Yaluk-lEXP.

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

la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al ingeniero Israel

Hernández Pérez, Director de Perforación de Pozos.



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

I( DIRECTOR DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZPÉREZ.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados, compañeros de la Comisión y público que sigue la transmisión. Con la venia de la doctora Porres, voy a presentar la solicitud de autorización de perforación del pozo exploratorio en aguas someras Yaluk-lEXP del operador Hokchi Energy, S.A de C.V.


27

1) V


Hidrocarburos

Como parte de la relación cronológica del proceso de autorización, el

operador Hokchi Energy ingresó su solicitud a la Comisión Nacional de

Hidrocarburos el 11 de febrero de 2019. Se llevó a cabo la revisión

documental de la información, detectando diversos faltantes e

inconsistencias en la información presentada, por lo que se realizó el oficio

de prevención al operador, el cual fue notificado el 25 de febrero de 2019.

El operador atendió en tiempo y forma la prevención el 6 de marzo de

2019, subsanando las prevenciones realizadas y el día de hoy 4 de abril de

2019 las sometemos a consideración de este Órgano de Gobierno.

Dentro del fundamento legal que sustenta la solicitud, tenemos la Ley de

Hidrocarburos donde se establece la facultad de la Comisión para emitir

autorizaciones de perforación de pozos, la Ley de los Órganos Reguladores

Coordinados en Materia Energética que señalan las atribuciones de estos,

el Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos donde se

establecen las facultades para el Órgano de Gobierno y para cada una de

las Direcciones Generales de la Comisión y finalmente los Lineamientos de

Perforación de Pozos, donde se establecen los requisitos y procedimientos

para la autorización de la perforación de pozos como el que hoy nos ocupa

y vamos a ver las generalidades de esta solicitud de autorización.

Tenemos que el nombre del pozo es Yaluk-lEXP. Este nombre asignado

corresponde a una deidad de la mitología maya. En la mitología maya,

Yaluk es el dios principal del rayo y el relámpago. Esta nomenclatura va de

acuerdo al anexo 3 de los Lineamientos de Perforación de pozos, donde se

establecen los criterios para la identificación de los pozos. Este pozo

corresponde al Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos

bajo la modalidad de producción compartida. Es el número de contrato

CNH-R01-L01-A2/2015. Este pozo se encuentra contemplado dentro de la

modificación al Plan de Exploración aprobada el 21 de diciembre de 2018

mediante la resolución CNH.E.74.001/18. La clasificación del pozo es 102,

es un pozo exploratorio en nuevo campo. Tenemos que el área 2 se ubica

costa afuera aproximadamente a 16.5 km al norte del puerto de

Coatzacoalcos en una posición occidental de la Cuenca Salina del Istmo, la

cual tiene un área aproximada de 195 km2 y un promedio de profundidades

de tirante de agua de 40 a 42 metros.


28

o


Hidrocarburos

Dentro de los objetivos geológicos, tenemos que el objetivo de la perforación es definir la existencia de una acumulación de hidrocarburos. Se tienen definidos como objetivos geológicos las arenas del Plioceno y Mioceno. Estos objetivos se estima encontrarlos a una profundidad de 1,765 metros en el caso del Plioceno y a 2,735 y 3,095 metros verticales bajo mesa rotaria para el Mioceno. El tipo de hidrocarburo esperado es aceite mediano de 28 grados API. Se tiene estimada una temperatura y una presión de yacimiento de entre 77 a 107° C y de 3,596 a 9,250 psi respectivamente. El pozo Yaluk-1 está planeado con una trayectoria vertical, considerando lograr perforar la sección objetivo en una posición óptima para corroborar su espesor verdadero y las propiedades. La profundidad programada total es a 4,325 metros. De acuerdo al programa calendarizado del operador, se tiene estimado iniciar la perforación el 20 de abril de 2019 y concluir la misma el 6 de julio de 2019. En este caso se va a iniciar el abandono el 6 de julio de 2019 para concluir ésta el 16 de julio de 2019. No se tiene programado un programa de terminación preliminar como tal ya que el operador únicamente tiene actividades de toma de información por medio de registros posteriores a la terminación. Ya posterior a eso iniciaría las actividades de taponamiento y abandono. Para el equipo de perforación seleccionado ...

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Hay una pregunta. Por favor doctor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No me queda claro dices área 2 y luego tienes un mapa en amarillo. ¿Qué es el mapa en amarillo? O sea, ¿cómo se ve el izquierdo con el de derecha?

DIRECTOR DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Bueno, está esquematizando la zona costera con la plataforma continental y en la cuestión del diagrama chico nos muestra lo que es el área 2 lo que es la cuenca Salina del Istmo. Trato de esquematizar el área de la cuenca Salina del Istmo.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero entonces está volteado al revés.


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t


Hidrocarburos

DIRECTOR DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Sí. Es una cuestión gráfica el área 2 y es una proyección hacia lo que es en la parte de la costa.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Podemos hacer un zoom por favor al mapa de arriba de la izquierda?. Si, se está viendo la proyección hacia la costa, ahorita lo vemos.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- El Norte está en dos diferentes sentidos, ¿o no?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Esto es la parte geológica lo que está viendo ahí arriba.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Exacto. A ver. El área 2 ahí creo que se movió, está movido el mapa Israel. Se movió, o sea, ahorita seguramente al pegar la imagen o algo así, pero está arriba en la costa, es en aguas someras.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, lo que es amarillo del lado izquierdo arriba es la costa. ¿El amarillo qué es?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- A ver, la costa es, si me permiten mover. La costa está aquí, miren. Si me dan el control del mouse por favor. No hagamos el zoom por favor, zoom out por favor. La costa es esta de color más o menos azul, esta es la costa. Lo que estamos viendo aquí son las provincias prácticamente, las provincias geológicas.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Ah, ya, ya.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Pero sí, lo que pasa es que se ve como si estuviera en tierra, pero realmente la costa.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Digamos que el color no favoreció.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Posiblemente sí, pero esa es la confusión. Una


30


Hidrocarburos

(

disculpa. Vamos a hacer un poco mejor la próxima vez un poco más grande el mapa para que se vea. Adelante por favor.

DIRECTOR DE PERFORACIÓN DE POZOS, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- OK. El equipo de perforación seleccionado para la perforación de este proyecto pozo es la plataforma auto elevable tipo Jack-Up, la cual se muestra en la imagen del lado derecho. Esta plataforma está diseñada para operar en tirantes de agua máximos hasta de 107 metros en tirante de agua y una profundidad máxima de perforación de 10,600 metros. Esta está dotada de conexiones superficiales de control y conjunto de preventores de 15,000 psi de rango para el control de la presión. En el siguiente recuadro a la derecha podemos ver que el volumen de recursos prospectivos vinculados al prospecto Yaluk es de 142.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y la probabilidad de éxito geológico del prospecto es de 27%.

Con respecto a la trampa, tenemos que se trata de una trampa estructural correspondiente a un bloque anticlinal con orientación Noreste-Suroeste limitado al Norte y al Sur por dos domos salinos y presentando cierre natural en sus direcciones Este y Oeste. Dentro de las líneas sísmicas en profundidad podemos observar la trayectoria del prospecto Yaluk lXP, es una trayectoria vertical. Y los objetivos dentro de las formaciones Plioceno, el objetivo 1, y el objetivo 2 y el objetivo 3 dentro del Mioceno Medio e Inferior. En la lámina siguiente vamos a ver lo relativo al diseño del pozo.

Referente al diseño del pozo, podemos comentar que las opciones de diseño para la perforación fueron basadas en el análisis de pozos de correlación, columna geológica y condiciones del yacimiento. La ventana operativa está ajustada al estudio geomecánico aplicando factores de seguridad, mostrando asentamientos adecuados de las tuberías de revestimiento y densidades de los fluidos de perforación, lo cual fortalecen la integridad del pozo. En el esquema de la derecha podemos observar/apreciar lo que es la ventana operativa, las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento en la parte del centro y lo que es la columna geológica en la parte de la izquierda. Dentro de la ventana operativa, podemos observar las curvas de presión de sobrecarga, el gradiente de fractura y las densidades del lodo máximas que se tienen programadas. En este caso tenemos que este pozo está programado para

de Gob;emo v;gés;m, ses;6oe>tcaocd;oac;, 4 deab,;1 de 2019 � v

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t.

f


.Hidrocarburos

ser perforado en cinco etapas, las cuales se consideran perforar inicialmente con una barrena de 36" para posteriormente meter una tubería conductora de 30" a 200 metros.

Para la tierra superficial el plan es perforar con barrena de 26" para posteriormente correr una tubería de revestimiento de 20", la cual será asentada a 1,000 metros. Seguido de esto, se va a perforar con 17 1/2" y con lodo base aceite para meter tubería de revestimiento de 13 5/8" a 2,200 metros. Y ya seguido a esto se va a perforar con barrena de 12 1/4" y se va a colgar una tubería de revestimiento corta o conocida en campo como Jiner y esta va a ser asentada a 3,500 metros. Se culminaría con una sección de agujero descubierto de diámetro de 8 1/2", la cual va a ser perforada hasta 4,325 metros. Respecto a la ventana operativa, podemos apreciar las curvas de sobrecarga, el gradiente de fractura y la densidad de fluido que nos presentan que tiene una ventana operacional amplia para la cuestión de los manejos de fluidos de control con respecto a la presión de poro.

Dentro de los elementos de evaluación, se tiene el cumplimiento del artículo 32 de los lineamientos y el cumplimiento al artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores en Materia Energética. Aquí tenemos el cumplimiento de los requisitos y elementos técnicos establecidos en el artículo 27 de los lineamientos, el soporte técnico para la selección del diseño, la acreditación de los elementos que permitan alcanzar los objetivos geológicos propuestos, así como preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. El pozo exploratorio en aguas someras Yaluk-lEXP está considerado en la modificación del Plan de Exploración aprobado por el Órgano de Gobierno en la 74ª Sesión Extraordinaria del 2018. Tenemos la utilización de la tecnología adecuada para la perforación, esto lo pudimos ver en la selección del equipo, y este pozo en aguas someras utiliza tecnología convencional.

Respecto al cumplimiento del artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, se va a acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país, contribuir a la reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación, esto en caso de que el pozo sea exitoso, y se va a


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1)


Hidrocarburos

utilizar la tecnología adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos. OK, entonces.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- La que sigue, ¿sí? OK, muchas gracias ingeniero Hernández. ¿Algún comentario Comisionados? ¿No? Por favor Secretaria Ejecutiva podría leer la propuesta de acuerdo."


RESOLUCIÓN CNH.E.20.007 /19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Yaluk-1EXP.

ACUERDO CNH.E.20.007 /19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra a., del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a Hokchi Energy, S.A. de C.V. la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Yaluk-1EXP.

11.4

Órgano de Gobierno

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de PC Carigali México Operations, S.A. de C.V. para la perforación del pozo exploratorio en aguas profundas Yaxchilán EstelEXP.

Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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l


Hidrocarburos


la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al ingeniero Israel

Hernández Pérez, Director de Perforación de Pozos.



t

"Continuando con la agenda, con la venia de la Comisionada Parres me voy a permitir pres·entar la solicitud de autorización de perforación del pozo exploratorio en aguas profundas Yaxchilán Este-1EXP del operador petrolero PC Carigali México Operations, S.A. de C.V.

Como parte de la relación cronológica del proceso de autorización, el operador petrolero PC Carigali ingresó su solicitud a la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 29 de enero del 2019. Se llevó a cabo la revisión documental de la información, detectando diversos faltantes y aclaraciones en la información presentada, por lo que el 18 de febrero se le notificó al operador la prevención. El operador atendió en tiempo y forma a la prevención el 20 de febrero de 2019, subsanando las prevenciones realizadas y el día de hoy 4 de abril de 2019 la sometemos a consideración de este Órgano de Gobierno.

En el caso respecto al fundamento legal es el mismo que anteriormente manifesté, por lo que pasaremos a los datos generales de la autorización. Como datos generales, tenemos que el nombre del pozo es Yaxchilán Este-1EXP. El nombre propuesto para el prospecto se compone de dos palabras. La palabra "Yaxchilán" que significa piedras verdes y es el nombre de una antigua ciudad del sureste mexicano perteneciente a la cultura maya. Y la palabra "Este" que se agregó al nombre debido a la ubicación del prospecto dentro del área contractual. Este pozo corresponde al Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de licencia. Es el CNH-R01-L04-A4.CS/2016 y este pozo se encuentra contemplado dentro de la modificación al Plan de Exploración aprobada el 22 de enero de 2019 mediante la resolución CNH.E.03.002/19. El pozo se ubicará en aguas territoriales del Golfo de México en un tirante de agua de 1,085 metros en la provincia Salina del Istmo, esto a 152 km del puerto de Coatzacoalcos, Veracruz, y a 76, 43 y 13 km de los pozos de correlación Tamha-1, Holok-1


34


Hidrocarburos

y Lakmay-1 respectivamente, perforados en su oportunidad por Petróleos

Mexicanos.

La clasificación del pozo es 102, es un pozo exploratorio en nuevo campo.

Decimos que el tirante de agua es de 1,085 metros, es un pozo en aguas

profundas ya que de acuerdo a nuestra clasificación solo consideramos

aguas someras hasta 500 metros, aguas profundas a 1,500 metros y aguas

ultra profundas en tirantes mayores a 1,500 metros. En el caso de la

perforación de este pozo se tiene como objetivos evaluar posibles

acumulaciones de hidrocarburos en los objetivos geológicos Oligoceno a

2,355-2,925 metros, en el Cretácico a 3,935-4275 y el Jurásico de 4,275 a

4,575. Todos estos son metros verticales bajo mesa rotaria. El tipo de

hidrocarburo esperado es aceite medio de 24 grado� API y se espera una

temperatura y una presión de los objetivos del Oligoceno de 5,350 psi y 68º

C, para el Cretácico de 9,715 y 100º

C y para el Jurásico de 10,500 psi y 113º

C. Este pozo está proyectado con una trayectoria vertical considerando

lograr perforar los objetivos en una posición óptima y tiene una

profundidad total programada de 4,625 metros verticales bajo la mesa

rotaria.

De acuerdo a los tiempos del operador, se tiene estimado iniciar la

perforación el 29 de mayo de 2019 y concluir la misma el 11 de agosto de

2019 y realizar el abandono del 11 al 22 de agosto de 2019. Este caso es

similar al anterior, no se tiene programada prueba de producción o una

terminación preliminar para este pozo. El equipo de perforación

seleccionado para la perforación de este proyecto es el barco perforador

Rowan Renaissance. Es un barco perforador de séptima generación para

aguas ultra profundas de doble actividad. Tiene un sistema de

posicionamiento dinámica de clase 3 y una capacidad de alojamiento hasta

para 210 personas. Tiene una profundidad máxima de tirantes de agua de

3,330 metros y una capacidad para perforar hasta 12,000 metros. En el

caso de este barco perforador se le llama de actividad doble o dual ya que

cuenta con doble torre de perforación, tiene un sistema también de

preventores doble, malacates, lo cual nos ofrece, bueno, le ofrece al

operador la capacidad de llevar actividades fuera de líneas, lo que optimiza

tiempos y gastos operativos. Se tiene un recurso prospectivo estimado de

893 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y una probabilidad

de éxito geológico del 29%.


35

;;


Hidrocarburos

Con respecto a la trampa, tenemos que los objetivos geológicos del

Cretácico y Jurásico Superior se asocian a una trampa estructural, la cual

está definida por un anticlinal con orientación Suroeste-Noreste y está

influenciado por un diapiro salino. Dicha trampa presenta cierre contra

falla en su flanco suroeste y cierre natural en sus demás direcciones. Para

el objetivo geológico del Oligoceno, el operador identifica una trampa de

tipo combinada, cuya componente estratigráfica se define por la

distribución de sistemas turbidíticos.

Referente al diseño del pozo, podemos comentar que las opciones de

diseño para la perforación fueron basadas en el análisis de pozos de

correlación, columna geológica y condiciones de yacimiento. La ventana

operativa está ajustada al estudio geomecánico, aplicando y mostrando

asentamientos adecuados para las tuberías de revestimiento y densidades

de los fluidos de perforación, lo cual contribuye significativamente a la

integridad del pozo.

Como podemos ver en el esquema, en la parte derecha vemos la

profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento y vemos

que es un pozo robusto. Decimos que es robusto porque está diseñado o

está programado para ser perforado en siete etapas y este pozo, como es

de aguas profundas, tiene la particularidad de que la etapa o el primer

conductor de 36" se perfora de forma o se hace un jeteo, se jetea el

conductor y posteriormente tiene dos tuberías superficiales que son la

tubería de revestimiento de 28" a 1,525 metros verticales y la segunda

tubería de revestimiento de 22" a 2,225 metros. Estas etapas están

diseñadas para cubrir la zona de riesgos someros identificados. Tenemos

las etapas intermedias que es una correspondiente a un liner de 18", el cual

está asentado a 2,900 metros verticales bajo mesa rotaria y es con el que

se aislará la posible zona del yacimiento en el intervalo que comprende el

Oligoceno y la siguiente etapa intermedia que tiene la finalidad de

introducir el liner de 16" que será asentado a 3,275 metros. Este pozo

también tiene programado perforar una zona de agujero descubierto, la

cual será perforada con una barrena de 12 1/4" y está programada a 4,625

metros. Ahí, bueno, en la lámina anterior se podía apreciar que el operador

tiene programado perforar SO metros dentro de la sal. Esto es para

garantizar que haya atravesado las formaciones gasta el Jurásico.


36

r)


Hidrocarburos

Entonces dentro de los elementos de evaluación se tiene el cumplimiento del artículo 32 de los lineamientos, el cumplimiento de los requisitos y elementos técnicos establecidos en el artículo 27 de los lineamientos, el soporte técnico para la selección del diseño, la acreditación de los elementos técnicos que permiten alcanzar los objetivos geológicos propuestos, así como preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. El pozo exploratorio en aguas profundas Yaxchilán Este está considerado en la modificación al Plan de Exploración aprobado por la Comisión mediante la resolución CNH.E.03.002/19 del 22 de enero del 2019. Con respecto a la utilización de la tecnología adecuada de la perforación del pozo, tenemos que el operador trae una tecnología, bueno, se puede decir una nueva tecnología de aplicación aquí que es el MPD pero para aguas profundas. Es el manejo de la presión mientras se perfora y este nos permite de forma remota o automatizada poder ajustar las presiones y llevar un control más adecuado de las densidades del lodo.

Incluso en las últimas etapas se tiene programado perforar en balance, esto es con la densidad del lodo y cerca de las presiones de poro para pues bueno, trae mejoras como el incremento al ritmo de la penetración de la perforación o disminuir el daño a la formación. Con respecto al artículo 39, tenemos que se acelera el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. En caso de ser exitoso este pozo, contribuirá a la reposición de las reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación y va a utilizar la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Alguna pregunta Comisionados? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización al operador petrolero


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Hidrocarburos

PC Carigali México Operations, S.A. de C.V. para la

perforación del pozo exploratorio en aguas profundas

Yaxchilán Este-lEXP.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y

XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en

Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de

Hidrocarburos, así como 13, fracción XIII, letra a., del

Reglamento Interno de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

emitió la Resolución por la que se autoriza a PC Carigali

México Operations, S.A. de C.V. la perforación del pozo

exploratorio en aguas profundas Yaxchilán Este-lEXP.

11.5 Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de Exploración, el Programa de Trabajo y el Presupuesto asociado al mismo, presentados por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V., relacionados con el contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.

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

la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al maestro Rodrigo

Hernández Ordoñez, Director General de Dictámenes de Exploración.



"DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Buenas tardes Comisionada, buenas


38

o

Comisión Nacional de Hidrocarburos

li

tardes Comisionados. Me voy a permitir hacerles esta presentación con algunos detalles acerca del dictamen técnico que elaboramos respecto del Plan de Exploración del contrato que tiene que ver con Misión. Entonces si vamos a la siguiente. Ahí pueden ver ustedes el fundamento legal que siempre utilizamos para estos casos en donde nos soportamos de la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el Reglamento Interno de la Comisión por supuesto, los lineamientos que regulan el proceso, además de las propias cláusulas del contrato.

En la imagen de la derecha ustedes pueden ver en el mapa dos polígonos que están marcados en rojo, la parte de la izquierda que tiene un polígono llamado B y la parte de la derecha que tiene un polígono llamado A. Entonces esta área contractual está dividida en esos dos polígonos. En medio aquí hay una zona que no pertenece al área contractual y lo que ustedes ven con colores morados son otras asignaciones de Petróleos Mexicanos y hay unos contratos asociados a la Ronda 1 y a la Ronda 2. Entonces esta zona tiene una superficie bastante amplia, ahorita vamos a ver algunos detalles de esto. En la que sigue.

Lo único que quiero presentarles es el proceso administrativo que seguimos. Este plan ingresó el año pasado en agosto y, después de seguir el procedimiento de prevenir la información y declarar la suficiencia, hubo interacción con el contratista y tuvimos varios alcances de información del plan. El último, para no hacer esto muy prolongado, lo recibimos hace dos semanas y por eso estamos ahora aquí trayendo este dictamen a su consideración. Les decía el área contractual está en la zona de la Cuenca de Burgos, lo que conocemos como la Cuenca de Burgos en los Estados de Tamaulipas y Nuevo León en la frontera con Estados Unidos. Está conformado por los dos bloques que les decía, el polígono A en la parte oriental y el polígono B en la parte occidental. Ya hay algunos antecedentes exploratorios en el área, hay sísmica 2D, sísmica 3D y además vados estudios exploratorios. El área cuenta con una cobertura de 94% de sísmica. En la siguiente lámina.

Bueno, nada más el dato ahí de la superficie es una superficie de casi 1,629 km2 y en la que sigue ahora sí vamos a ver algunos antecedentes de esta área contractual porque me gustaría recordarles primero que nada pues la


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Hidrocarburos

actividad aquí en esta zona ya es muy antigua, en 1944 se descubrió los primeros campos en esta zona justamente con el campo Misión que en aquel momento lo hizo Petróleos Mexicanos. Y después, el otro hito importante fue en 2004 cuando Petróleos Mexicanos firmó un Contrato de Obra Pública Financiada para llevar a cabo actividades en esta zona. Después, el 2 de marzo de 2018 se suscribió el contrato, el cual emana tanto los planes de desarrollo como de exploración de esta área. En esta área actualmente hay 40 pozos exploratorios ya existentes y hay 11 campos en explotación. El Plan de Desarrollo, que les comentaba que esta área ya tiene producción, entonces hay un Plan de Desarrollo asociado a área área, fue aprobado por este Órgano de Gobierno recientemente el 24 de enero de 2018 y hay un Plan Provisional que también fue aprobado el 20 de febrero del 2018.

Ahora traemos con ustedes el Plan de Exploración para cubrir todas las actividades que se van a realizar. La producción ahí pusimos la producción a diciembre, sin embargo, ahorita ya tenemos la producción a marzo. La producción a marzo es de 75.2 millones de pies cúbicos diarios de gas y de 457 barriles de condensado, que es muy parecido a la que está ahí nada más que ajustada ya con la actualidad a marzo. Hay 153 pozos produciendo para tener esta producción que les refería.

Ahora, ya volviendo al tema del Plan de Exploración, entonces las actividades que están sustentadas en este Plan de Exploración están enfocadas a evaluar el potencial e incorporar reservas en el área. El objetivo del Plan de Exploración entonces es justamente incrementar las reservas de gas del área contractual para reponer las que se van produciendo, además de la posible incorporación de reservas de gas húmedo mediante la perforación de hasta cuatro prospectos exploratorios. Se harán estudios exploratorios, estudios adicionales a muestras que se obtengan de los núcleos de la perforación de los pozos. Adquisición y procesamiento de sísmica 3D se reprocesarán 1,000 km2 de información sísmica divididos en los dos bloques que tenemos, en el polígono oriental son 700 km2 y en el polígono occidental son 300 km2. La perforación de los cuatro prospectos exploratorios son Forcado-101, Sisador-1, Santa Gertrudis-1001 y Vasija-1 o Escudero-1, ahora vamos a ver por qué está esa opción. Este es digamos el resumen de las actividades que se llevarán a cabo.


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r)


Hidrocarburos

f

En la siguiente vemos entonces cómo están estas actividades que les acabo de comentar, pero a través del tiempo. Entonces están las actividades de reprocesamiento sísmico. Algunas de ellas pues ya se llevaron a cabo justamente al amparo del Programa Provisional que se aprobó que son estas que están aquí. Se están realizando el complemento del reprocesamiento sísmico. Por supuesto después vendrá la reinterpretación de este procesado y los estudios exploratorios. Una vez que se tengan los resultados, que se vayan teniendo los resultados de estos estudios, pues empezará la cadena de estudios y labores asociadas para la perforación de pozos. Entonces están la elaboración de los veo, la adecuación y aprobación del veo, la construcción de los caminos y finalmente la perforación de cada pozo. El orden que llevan los pozos son Forcado-101 será el primero, Sisador-1 será el segundo, Santa Gertrudis-1001 será el tercero y finalmente irán a Vasija-1 o bien Escudero-1. Entonces es el programa que se tiene para los siguientes tres años en cuanto a estudios y perforación de pozos.

En la siguiente lámina ustedes ven el mapa de la izquierda dónde está la información sísmica a la que me refería. Se va a hacer una unión de este polígono que son los 300 km2 y la unión de este otro polígono que son los 700 km2 para conjuntar los 1,000 km2 de los diferentes cubos que existen en el área. No es solamente uno sino varios cubos que están ahí, entonces se hace esta unión de la información sísmica. Los objetivos de los estudios exploratorios que están considerados ahí pues básicamente los agrupamos en esos tres. La reinterpretación de la información sísmica pues tiene como objetivo ajustar y ponderar los riesgos de los prospectos que se están visualizando en el área, así como jerarquizarlos. Después se hará la integración tecnono estructural-estratigráfica para definir de una mejor forma las estructuras, las correlaciones con los pozos, los horizontes, en fin. Y el ajuste de coordenadas y diseño de los pozos que se va a hacer justamente con los estudios de veo para definir ya con precisión en dónde se perforan los pozos y el diseño de los mismos que, como sabemos, más adelante tendrán que pasar por el trámite de la autorización del mismo ya con esta información más a detalle.

Entonces ahora en este mapa ustedes ven la localización de los cuatro prospectos exploratorios. En la parte sur ustedes ven el pozo Sisador-1 que está, todos están en el bloque oriental. Y está el pozo Sisador-1, el

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de Gob;emo v;ges;ma Ses;ó, E<trao,d;aa,;, 4 deabdl de 2019 Ú

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Hidrocarburos

prospecto Sisador-1, Escudero-1, luego está Santa Gertrudis-1001 y

después está Vasija-1. Entonces los recursos asociados a cada uno de estos

prospectos los ven aquí en la tabla de la derecha. Para el Forcado-1 son casi

32 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para Sisador-1 son

cerca de 12 millones, Santa Gertrudis cerca de 11 millones y Vasija o

Escudero tienen 11 o 7.6. La decisión de perforar Vasija o Escudero estará

en función de los resultados que vayan dándose de los pozos previos, de

estos primeros tres pozos. En función de los resultados y de la

reinterpretación que se vaya dando de esto, entonces es que tomarán la

decisión si perforar el pozo Vasija-1 o Escudero-1 que, como ustedes ven

aquí en el mapa, pues son pozos muy cercanos entre ellos, pero es para

obtener por supuesto los mejores resultados. Todos esos pozos tienen

objetivos geológicos hacia el Eoceno en diferentes niveles estratigráficos

ya sea Yegua o Queen City, pero - salvo Vasija que va al Eoceno Jackson -

todos están en Yegua o en Queen City que son los plays digamos

prospectivos del área. Entonces no hay campos justamente donde están

los pozos, más bien están buscando justamente la continuidad de todos

esos sistemas que conocemos de la Cuenca de Burgos que, como saben,

son yacimientos que están compartamentalizados, entonces pueden

encontrarse bloques adyacentes o cercanos a los campos que ya están

produciendo. El hidrocarburo esperado de estos pozos seria gas húmedo

que, como ven ustedes, pues es justamente la producción que se tiene en

el área contractual. En la que sigue.

/,

Lo que vemos es el resumen de las unidades de trabajo que se estarían

materializando a través de las actividades que propone el operador con

este Plan de Exploración. Por contrato se tienen que cubrir 9,628 unidades

de trabajo, ese es el compromiso firmado. La suma de todas las unidades

da 30,881 unidades, claramente están proponiendo mucha más actividad

de la que solamente es para cubrir el contrato. Como ven, cada uno de los

pozos pues suma una buena cantidad de unidades, por eso es que la suma

de estas es digamos sobrada. Entonces la actividad exploratoria

claramente se ve que el contratista no está nada más enfocándose en

cubrir las unidades, sino que va más allá de ello. En la que sigue vemos a

ver los programas asociados.


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Hidrocarburos

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Los programas asociados, como recordarán, es ver con la Secretaría de Economía lo referente al Programa de Contenido Nacional, el cual recibimos opinión favorable a través del oficio que nos hicieron llegar. Respecto al Programa de Transferencia Tecnológica, no hemos recibido todavía la opinión por parte de la Secretaría de Economía. Entonces lo que hacemos es decir que una vez que contemos con esa opinión, en caso de que sea una opinión favorable, pues se tendrá por aprobado el programa y se integrará a este dictamen y a su vez al plan. En el supuesto que sea negativo, entonces existe la obligación de que haya una modificación del Plan de Exploración para justamente adecuar el Programa de Transferencia Tecnológica. Respecto de lo que tiene que ver con la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente, también verificamos que tuvieran su CURR actualizada y la tienen, entonces vemos que ahí cumplen ese requisito. Ahora, para la evaluación económica, si me lo permiten, le pasaría la palabra a la maestra Bertha Frías para que nos dé un poco más de detalles de lo que se hizo con esto.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA DE EVALUACIÓN DE CONTRATOS Y ASIGNACIONES, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Comisionada, Comisionados, buenas tardes. En total el contratista está proponiendo un monto de 15.8 millones para llevar a cabo todo el proyecto a lo largo de todo el periodo inicial de exploración. En este sentido, el 86% de esta inversión la estaría destinando a la perforación de los cuatro pozos que eventualmente estaría desarrollando, seguido de general y geofísica y geología para hacer el reprocesamiento que habíamos comentado de 1,000 km2

, así como la elaboración de los estudios exploratorios. Nosotros al respecto, como en cada caso en un Contrato de Producción Compartida, hicimos el análisis de referencia de costos. Todos los costos a nivel de subactividad nos caen dentro de los rangos y es lo que podríamos estar comentando justo para el Programa de Inversiones asociado al Plan de Exploración. Gracias.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Como ustedes recordarán, siempre que se aprueba el primer, digamos el Plan de Exploración que se exige por contrato, los contratos justamente establecen que hay que aprobar el primer Programa de Trabajo también. Se presenta entonces el primer Programa de Trabajo, el primer presupuesto. Entonces por eso es que aquí


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Hidrocarburos

les traemos el primer Programa de Trabajo que cubre pues toda la primera etapa del año contractual que termina hasta 2019. Como ven, pues solamente es el extracto de las actividades que están referidas en el propio Plan de Exploración, pero acotadas nada más hasta el año 2019. Entonces tenemos esa consistencia, pero es un requisito digamos independiente que también se tiene que cubrir. Y entonces también tenemos la parte presupuesta! asociada a este primer Programa de Trabajo y Presupuesto. Entonces si me hace el favor la maestra Bertha por favor.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA DE EVALUACIÓN DE CONTRATOS Y ASIGNACIONES, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Ah, sí, como no. En este caso para este primer Programa de Trabajo y Presupuesto, el operador propone una inversión de 5.5 millones de dólares. La mayor proporción de esta se va justo a la perforación de pozos porque comienza justo a perforar el pozo Forcado en este año, es la propuesta que tiene, seguido de las otras subactividades que serían geofísica, geología y general. Muchas gracias. En este sentido nosotros como una conclusión del presupuesto podríamos tener el cumplimiento de la cláusula 12.1 del contrato en cuanto a congruencia, a razonabilidad, a consistencia y a enmarcarse en las mejores prácticas de la industria, porque a su vez también para nivel de presupuesto nosotros hacemos el análisis de rangos de referencia y en este caso también a nivel de subactividad todas las inversiones propuestas nos están entrando dentro de rango. Y sería todo de nuestra parte, gracias.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Bueno, entonces con estos detalles llegamos a las conclusiones en donde advertimos que pues la ejecución de las actividades que se plantean en el documento que presenta el operador pues incrementará y acelerará el conocimiento geológico del subsuelo de las áreas que todavía no han sido exploradas. En términos de la estrategia exploratoria que presenta el operador, pues permitiría adquirir mejor información respecto a las imágenes sísmicas, reevaluar algunas estructuras, definir los plays. La aplicación de técnicas, metodologías que presenta el operador pues resultan apropiadas para la etapa exploratoria en la que se encuentra esta área. Y la perforación de los cuatro prospectos que veíamos podrían incorporar una reserva entre 24 y 25 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Como veíamos también, la


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Hidrocarburos

ejecución entonces del Plan de Exploración, en caso de llevarse a cabo la totalidad de las actividades planteadas, llevaría a un cumplimiento del compromiso de trabajo y además lo superaría. Y la inversión asociada, como lo decía la maestra Bertha, es de cerca de 15.8 millones de dólares aproximadamente.

Bueno, entonces con base en esto advertimos que el Plan de Exploración es técnicamente viable toda vez que las actividades que se plantean cumplen con la normatividad aplicable y con los preceptos que la rigen, por lo que sometemos a su consideración la aprobación del presente Plan de Exploración, así como su primer presupuesto y Programa de Trabajo.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Si ve uno la producción actual que tiene esta área y la convertimos en barriles de petróleo equivalente te dan 14,000 barriles diarios. Entonces es un área muy prometedora porque todavía no se hace la exploración y ya ahorita te está produciendo 14,000 barriles. Si lo multiplicas ahora por el valor de la producción te va a dar que ellos están vendiendo alrededor de 7 millones de dólares. Entonces la propia producción paga casi totalmente o más paga lo que se va a gastar en el Plan de Exploración. Entonces creo que esta es un área que se ve muy prometedora y si podemos decir, oye, 14.000 barriles es un número muy bueno. Ahora, cuánto va a ser, y yo sé que todavía falta el Plan de Extracción y falta toda la información, pero suena muy interesante de que partamos de 14,000 barriles de aquí para arriba hasta tener más información.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias Comisionado_. Comisionado Martínez, por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. No tengo ningún comentario en contra de que esto se apruebe. Es más, está muy bien presentado y merece una felicitación como ya lo comentaron porque el Programa Mínimo de Trabajo representa una menor cantidad de lo que ellos están proponiendo. Pero ahí viene la cuestión. El pozo Forcado-101 y el pozo Sisador-1 que están de alguna forma con

Jactividades en 2019 plantean una actividad en serie. Eso significa que

________ ( rgano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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termino uno y después me voy al siguiente, después me voy al tercero y al cuarto. Se pudo observar que todos los pozos son independientes a excepción del último, ¿no? Porque en el último se decía que si no había éxito en los anteriores pues a lo mejor ya no se perforaba. Son localidades diferentes y por ejemplo se puede observar aquí en el diagrama de Gantt que cuando se habla del pozo Forcado-101 en febrero, marzo y abril, seguramente ya terminaron esa actividad, dice ahí locación, aspectos legales. Aspectos legales que tienen que ver con la posición geográfica. Pero esperan seis meses para ir al pozo Sisador-1. ¿sí? Ese tipo de actividades posiblemente podrían adelantarse. Simplemente estoy planteando una visión viendo un diagrama de Gantt.

Definitivamente lo que ellos presentan es adecuado, tienen el voto mío a favor, pero ojalá puedan adelantar ciertas actividades porque finalmente si en algo andamos fallos, como lo plantea a cada rato el Comisionado, es el que tengamos la producción de gas lo más rápido posible. En la medida que esos descubrimientos pudieran darse más temprano, pues el valor presente neto de toda esa área podría ir en un crecimiento. Pero definitivamente tal y como está planteado está bien porque eso es lo que dice el contrato. Contractualmente tienen todo ese tiempo para hacer la exploración y que bueno que están yendo a diferentes posiciones porque simplemente con que hubieran ido a Forcado y Sisador es más que suficiente. Entonces creo que merece felicitar este tipo de exploración que de alguna forma es agresiva. Y finalmente, pues comentar que ojalá que ellos - Servicios Múltiples de Burgos, PC Carigali y Hokchi - tengan mucho éxito en los pozos exploratorios que están planteando porque finalmente eso tiene beneficio para el Estado. Muchas gracias.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Me gustaría hacer un comentario adicional a lo que dice el doctor Néstor y yo creo que va un poco en línea con lo que decía. Este contratista creo que es con los que nos hemos reunido y hemos visto que son muy avezados, ¿no? Porque además ellos en su propuesta del Plan de Exploración querían que de una vez les aprobáramos el periodo adicional de exploración porque querían meter más actividades. Les dijimos que pues evidentemente eso ahorita no se puede, no es el momento procesal, pero parece que tienen esa mentalidad.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Yo sí tengo un par de comentarios. El primero va en el sentido, si nosotros vemos el primer pozo que van a perforar que es Forcado-101, yo entendería que ya existe el campo Forcado. Quiere decir que creo que está al Sur. O sea, el pozo Forcado-101 está al norte de donde está este campo según lo que yo estaría viendo. Si vamos a la lámina, de las primeras láminas que presentaron. Ahí está, ¿no? O sea, si nosotros vemos, exactamente, está ahí al Norte y está en su límite contractual. ¿Están considerando que está fuera del yacimiento ya descubierto que está pintado ahí en amatillo o cómo se está considerando?

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Si me permiten hacer un comentario al respecto doctora. El área que está marcada hacia el sur del área contractual, el área amarilla, no es precisamente la delimitación del campo Forcado. Como comentario adicional, el campo Forcado se descubrió en 2012 con la perforación del pozo Forcado-1. La estructura todavía no está delimitada y de hecho el operador manifestó la intención de presentar próximamente un Plan de Evaluación para estas estructuras. Sí está ahí, pero en el mapa todavía no se observa.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Pero está en esta área contractual o fuera?

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Lo que pasa es que en esta área contractual ya existen diversos campos en explotación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, ya, eso sí entendí. O sea, mi pregunta es que si el pozo Forcado-1 está dentro del área contractual o fuera.

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Como todavía no está completamente delimitado, es incierto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿El pozo Forcado-1?

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DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- El pozo está dentro. Un comentario adicional es que como nosotros observamos que la estructura podría ir más allá de los límites del área contractual, en el dictamen tenemos una nota donde se establece que, en caso de que así fuera, el operador tendrá la obligación de atender lo establecido no recuerdo el número de la cláusula, pero lo que tiene que ver con la unificación de los campos. Está previsto en el dictamen que elaboramos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Bueno, o sea, digamos no es tanto, mi punto era que si el Forcado-101 aparentemente, o sea, por la nomenclatura parece ser que hay algún límite estructural o algún límite estratigráfico que está delimitando entre el campo Forcado. Ya no digo si está, porque aparentemente ni siquiera está delimitado. Pero el campo Forcado que habían descubierto con el Forcado-1 y ahora el 101 que están queriendo como pozo exploratorio, o sea, por la nomenclatura nada más. Sí se dice que es diferente al campo Forcado, o sea, y está en el mismo horizonte.

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Se busca la continuidad del horizonte del plan del Forcado-1.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Pero sí está.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, bueno, es mi pregunta.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Es que aquí es donde llega digamos otra respuesta que viene un poco más también administrativa. Hay que recordar que esta asignación se le otorgó a Petróleos Mexicanos en Ronda O y esta asignación quedó solamente con derechos de extracción. Como le decía el ingeniero Martínez, el último pozo exploratorio que se perforó en el área fue Forcado-1 y ahí ya no tuvo Pemex tiempo de seguir explorado porque ya no tuvo los derechos para explorar. Entonces ya no acabó de hacer ese trabajo exploratorio en Forcado. Con la información que nos presentan, sí aparentemente no es la continuidad de la estructura que se


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encontró con Forcado-1, sino que sí hay un límite por el cual se le denomina a este pozo 101, porque no estaría en la influencia de Forcado-1. Pero es un área todavía, no está totalmente explorada.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, bajo esas condiciones yo lo único que pediría es de que sí se hiciera una nota en la resolución en el sentido de que si hubiera continuidad hacia el Sur creo que se tendría que hacer el procedimiento de unificación, ¿no? Ese sería uno. Y ahora sí que Santa Gertrudis-1001 van a buscar otra formación. Aquí dice que van a ir a una formación en el Eoceno Queen City. Y supongo que hay un campo Santa Gertrudis supongo va ahí y este va a otra formación o a otras arenas. No sé, es pregunta.

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Sí. Aquí lo que tal vez es importante señalar es que la característica geológica en esta área de los yacimientos hay que recordar que son areniscas muy compactas. Tienen un comportamiento tal que, en un área muy pequeña y además porque la zona está muy afallada, se tienen yacimientos que realmente están separados.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Compartamentalizados

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Compartamentalizados. Este es el caso de Santa Gertrudis. Entonces este es uno de los motivos por el cual asignan un nuevo pozo exploratorio para esa misma área, por eso es Santa Gertrudis-1001. Ya existen perforados el Santa Gertrudis-1 y 101.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y bueno, y mi pregunta es que si todos están yendo al Eoceno Queen City o aquí van a una arena diferente, esa es toda mi pregunta.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Ahorita revisamos el dato doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, como están clasificados como pozos exploratorios, o sea, si ya existe el yacimiento Santa Gertrudis y está en la formación Queen City y está en arenas, pues normalmente hay varias arenas las cuales se están explotando. Entonces yo no veo la lógica que haya un pozo exploratorio en el mismo yacimiento,

rgano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria

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Hidrocarburos

en el mismo campo en el mismo yacimiento, en los mismos horizontes que ya están explotándose. Yo supongo que ustedes revisaron eso.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Que bueno que lo menciona para aclararlo, porque efectivamente lo que sí vimos en las propuestas de los prospectos es que efectivamente podrían estar en el mismo nivel estratigráfico siempre y cuando hubiera una barrera que diferenciara a la zona del nuevo prospecto que se está proponiendo. Se conserva el nombre de algunos pozos por ...

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Está bien. Pero el 1001 es que va a otro horizonte, a otra formación. O sea, si es el Eoceno tendría que ir al Mioceno, al Cretácico, o sea, a una formación más profunda según la nomenclatura que se ha utilizado normalmente. Por eso es mi cuestión.

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Si, los pozos Santa Gertrudis-1 y 1001 fueron a Yegua y Queen City y aquí nada más el dato a resaltar es que no pudieron probar. No tengo el dato porque no se pudo probar, pero, o sea, a pesar de que tienen el mismo objetivo geológico seguramente por problemas operativos no pudieron hacer las pruebas en esos niveles.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DqCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Doctora, si me permite. Aquí en esta área de lo que es la Cuenca de Burgos, sobre todo a este nivel del Eoceno e inclusive toda la geología, son fallas. Hay muchísimas fallas y las arenas se pierden fácilmente, entonces por lo regular son compartamentalizados. Entonces, aunque un pozo o un campo esté produciendo en estas mismas arenas depositadas al mismo tiempo, son diferentes arenas y diferentes compartamentalización. Entonces no hay continuidad así lateral muy buena, es muy heterogéneo. Entonces por eso.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Mi pregunta es que si ustedes checa ron, eso es todo. Si me dicen que sí, no hay problema. ¿Sí lo checaron?


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Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- En todos los prospectos revisamos que no fueran con estos pozos exploratorios a hacer labores de evaluación o de producción porque pues de hecho tienen los otros planes en donde podrían caer. Eso sí lo verificamos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Y bueno, y continuando un poquito es: ¿estos pozos una vez perforados tienen terminación para producción?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Nos presentaron la información de medición que se realizaría en el plan, perdón, y no me acuerdo. Tú te acuerdas Héctor, perdón, si es en este en donde nos mencionan que lo conectarían a la infraestructura o harían alguna prueba.

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Sí. Ellos tienen ya considerado hacer pruebas de producción convencionales, no son de alcance extendido para los cuatro prospectos a perforar. Sin embargo, los diseños en este momento todavía no los presentan. La justificación es que por las características geológicas ellos necesitan hacer la evaluación petrofísica para poder definir el diseño de las pruebas de producción. Lo que sí nos dicen es que van a hacer pruebas convencionales. En el Plan Provisional, de hecho, en una de las resoluciones que se mostraron en estas láminas, se identifica que el operador ya tiene aprobados algunos puntos de medición y es donde entregarían esos hidrocarburos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perdón. ¿Pero van a hacer pruebas de producción?

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- Si, son pruebas de producción convencionales, una para cada prospecto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, pero no son de alcance extendido.

DIRECTOR DE PLANES DE EXPLORACIÓN DE CONTRATOS, INGENIERO HÉCTOR MARTÍNEZ LIMA.- No, no son de alcance extendido.


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Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perfecto, gracias.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo me quedé con la duda quién es el que tiene la parte contractual donde está Forcado-101 hacia el Sur. ¿Quién la tiene? ¿La tiene Pemex?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Podemos irnos al mapa de la lámina 2 por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Porque hablaban de unificación, ¿verdad? De unificación.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Exacto. Si, es una asignación de Petróleos Mexicanos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es de Petróleos Mexicanos y esta es una migración donde también está Pemex.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Es un contrato en el que Pemex tiene mayoría en su participación.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Nomás era eso. Sí está ahí, ¿verdad? ¿cuál es?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Aquí no aparece el pozo, pero estamos viendo que es esta zona y esta es la asignación de Pemex.

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


)"ª"° de Gob;emo Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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Hidrocarburos


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. relacionado con el Contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII,

y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44, fracción I de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional deHidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,emitió la Resolución por la que se aprueba el Plan deExploración presentado por Servicios Múltiples de Burgos,S.A. de C.V. relacionado con el Contrato CNH-M3-MISIÓN/2018.


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


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos ReguladoresCoordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en las Cláusulas 4.2,


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Hidrocarburos

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


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Presupuesto 2019 asociado al Primer Programa de Trabajo para el Plan de Exploración de Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V., del contrato CN H-M3-M ISIÓN/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en las Cláusulas 12.1, 12.2, y 15.2 del Contrato CNH-M3-MISIÓN/2018, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba el Presupuesto asociado al Primer Programa de Trabajo, presentado por Servicios Múltiples de Burgos, S.A. de C.V. en relación con el citado contrato.

11.6

rgano de Gobierno

Resoluciones por las que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Programa de Trabajo 2019 y la modificación al Presupuesto asociado al mismo, presentadas por ENI México, S. de R.L. de C.V., para el contrato CNH-R02-L01-A10.CS/2017.


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Hidrocarburos


la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al maestro Rodrigo

Hernández Ordoñez, Director General de Dictámenes de Exploración.



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

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Gracias, buenas tardes de nuevo. Les traemos a su consideración la modificación del Programa de Trabajo y Presupuesto para este año para 2019 que presentó el contratista Eni México para el área 10 que tiene en el contrato de la Ronda 2.1. Como ustedes recordarán, pues esta área ya fue licitada y el operador es Eni y nos está presentando justamente con fundamento en la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores, el reglamento, los lineamientos y las propias cláusulas del contrato que así lo prevén una modificación de su Programa de Trabajo y entonces un impacto hacia el presupuesto. Eso es lo que traemos aquí con ustedes.

Esta área se encuentra, en la siguiente por favor. Vemos que esta área se encuentra en la zor:1a de la Cuenca Salina justamente en la parte profunda. Es esta área que está marcada con rojo, este es el contrato de Eni México. Como vemos, está circundada por otros contratos de la propia Ronda 2.1 con Repsol, Capricorn y de la parte profunda también con otro contrato de Repsol y hacia el Sur el área de Talos y Pemex. Entonces es un área digamos con bastante actividad. Se encuentra, como les decía, en el frente del litoral de Tabasco y el Plan de Exploración se autorizó el año pasado en septiembre y el Programa de Trabajo se autorizó también en noviembre y hubo un presupuesto asociado que se autorizó también en esa fecha. El área contractual es de cerca de 500 km2 en tirantes de agua que van hasta

f 660 metros la parte más profunda.

Entonces en la que sigue justamente lo que les presentamos es un comparativo. En la parte izquierda ustedes ven la serie de actividades que estaban o que quedaron mejor dicho aprobadas en lo que les mencionaba

I ó gano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019 U

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Hidrocarburos

el Programa de Trabajo en los diferentes rubros de general, geociencias,

perforación. Y bueno, esto ya fue motivo digamos de revisión. Quiero

resaltar, y por eso lo pusimos con rojo justamente para atraer su atención,

hacia la parte de adquisición que en este caso es compra de información

símica 3D WAZ. Es una información que se adquirió y se compone de dos

paquetes que se van a derivar de esta compra. Uno que ya se hizo el año

pasado y que fue motivo también de aprobación y otro que se haría este

año. Entonces por eso es que se traslada esta información hacia el año

pasado y este año. Es por eso que aparece en esta zona de acá, nada más

que sí son dos entregables diferentes que el contratista va a hacer con la

misma información. Uno lo hizo el año pasado y otro este, por eso requiere

la modificación.

Desencadenando justamente con esta información pues viene la parte de

los estudios que realizarían. ¿Por qué? Porque los traían en _una

temporalidad muy corta y ellos ya nos manifestaron que van a necesitar

más tiempo para realizar estos estudios. Lo demás se conserva y lo único

que también nos manifestaron como parte de la modificación de lo que

nos están presentando es los estudios que estaban haciendo de manifiesto

de impacto ambiental y del sistema de administración de riesgos no se

finalizaron. Aquí por eso que no aparecían, no se finalizaron en el año

anterior y continúan hacia este año, entonces es parte. Estas son las

modificaciones en las que está concentrada digamos esa propuesta que

hace el contratista.

En la que sigue pues ya vemos por actividad y subactividad petrolera esto

mismo que veíamos en el diagrama anterior. En general pues se hicieron la

evaluación y validación técnica. Lo azul en este caso es lo que está

modificándose digamos a nivel de actividad y subactividad petrolera. La

compra de datos, el análisis AVO que harán con estos datos, los estudios

que, como veíamos, impactan en el tiempo. No es que haya nuevos

estudios, sino que son los estudios que van a modificarse en tiempo y algo

que tiene impacto para la perforación de los pozos es que son también

parte de los estudios. Entonces es solamente, porque ustedes recuerdan

que el contrato prevé una lista de en este caso actividades y

subactividades, es visto de esta forma, o si lo vemos en el anterior pues es

visto desde cómo se ve en el cronograma. Como ustedes habrán de

imaginar, pues este impacto en las actividades tiene un impacto en el

Ó gano de Gobierno Vigésima Sesión Extraordinaria 4 de abril de 2019

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Hidrocarburos

presupuesto. Entonces, si me lo permiten, le pediré al ingeniero Bruno Rivas que fue quien hizo la parte del análisis económico para que nos ayude con los detalles de ese análisis por favor.

DIRECTOR DE EVALUACIÓN DE ASIGNACIONES, INGENIERO BRUNO SEBASTIÁN RIVAS RINCÓN.- Muchas gracias Comisionados. De la mano de la modificación del Programa de Trabajo, bueno, también viene una modificación al presupuesto y antes de entrar al detalle de la revisión del contenido de estas diapositivas nada más quisiera hacer un comentario breve para contextualizar la información. En su Plan de Exploración al contratista se le aprobaron dos escenarios operativos que diferían en el orden de perforación de los pozos. Gracias. Y para cada uno de ellos el contratista presentó también un escenario firme, entiéndase como base, y un escenario contingente, entiéndase como un escenario incremental. Ahora sí, en su solicitud el operador manifestó que la modificación de presupuesto, como ya se mencionó, deriva principalmente de dos razones. Una, en la recalendarización de las actividades y la segunda se observa un ajuste en los precios derivado de actualizaciones en las condiciones de mercado. Para la modificación, en el caso firme, el contratista presenta un presupuesto de 65.15 millones de dólares y para el caso firme más contingente el presupuesto se incrementa en 2.3 millones de dólares, para un total de 67.45 millones de dólares. En ambos casos, la subactividad de perforación de pozos y la subactividad de general representan un poco más del 85% y el restante 15% se divide o se reparte entre las subactividades de geología, seguridad, salud y medio ambiente, geofísica e ingeniería de yacimientos. En la siguiente por favor.

Ya que identificamos la modificación en los presupuestos, bueno, los lineamientos también nos marcan que tenemos que hacer un análisis para identificar que dicha modificación no impacte en más del 20% los costos que le fueron aprobados en su plan de inversión al contratista. En este caso la Dirección realizó este análisis por escenarios y por casos. En este caso podemos observar que de la modificación al presupuesto 2019 en el caso firme tendría un impacto del 12% y en el caso firme más contingente un impacto del 7%. Esto es porque en el caso firme más contingente está gastando, se tiene presupuestado un gasto mayor. ¿De acuerdo? Para el escenario 2, siguiente por favor. Se realiza el mismo análisis, sin embargo, como el monto en el escenario firme para la duración del Plan de

r Vigésima Sesión Extraordinaria )

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Hidrocarburos

Exploración es un poco menor, el impacto porcentual es mayor en 1%, en este caso 13%. Sin embargo, para el caso firme más contingente se mantiene el 7% únicamente. Cabe señalar que todos los montos propuestos por el contratista se verificaron que estuvieran dentro de los rangos establecidos por esta Comisión. ¿De acuerdo? Siguiente por favor.

Comentarios finales al presupuesto. Bueno, la modificación al presupuesto 2019 de exploración del contrato cumple con los requisitos establecidos en el contrato, específicamente con las cláusulas 10.5, 12.1, 12.2 y 12.4. El presupuesto fue presentado de conformidad con los lineamientos de costos que establece la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, es consistente con las actividades presentadas en el Programa de Trabajo, se enmarca dentro de las mejores prácticas de la industria y coadyuva para cumplir los objetivos que se establecieron en el Plan de Exploración. Por mi parte es todo, le regreso la palabra al maestro Rodrigo. Gracias.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Gracias ingeniero. Bueno, entonces ustedes ven aquí ya las conclusiones que es importante señalar que en estas conclusiones vemos que la modificación que presenta el operador para este plan, bueno, para este Programa de Trabajo perdón, no alteran en lo general la ejecución del Plan de Exploración. Son simplemente una recalendarización que se está realizando. La información 3D WAZ que es la que va a adquirir, que es lo que veíamos, pues le va a permitir llevar a una mejor evaluación de los prospectos. Y además en términos técnicos, la modificación no presenta ningún impacto en los escenarios operativos que presentó para la perforación de los prospectos y tampoco tiene un impacto sobre el Programa Mínimo de Trabajo y respecto de las unidades que están autorizadas en ese plan. Por lo tanto, entonces dado que cubre todos los aspectos que tenemos que revisar, advertimos que este programa de Trabajo o esta modificación que presenta el operador es técnicamente factible y por lo que sometemos a su consideración esta modificación.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias maestro Hernández. ¿Algún comentario Comisionados?

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Una pregunta. Hay un incremento en la parte de la subactividad petrolera, la que le llaman general, de 720,000 dólares. O sea, antes el aprobado eran 3,400,000 y

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Hidrocarburos

ahora son 4,120,000. Entiendo que eso tiene que ver con cuestiones de salario, pero hay otras cuestiones también que hacen que se encarezca. Claro, está dentro del rango, eso no hay ningún problema. Nada más es una cuestión de inquietud, por qué se está incrementando esos valores, pero definitivamente están dentro del rango, no tienen ningún problema.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Ingeniero.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, por favor.

DIRECTOR DE EVALUACIÓN DE ASIGNACIONES, INGENIERO BRUNO SEBASTIÁN RIVAS RINCÓN.- En este caso, digamos la actualización de los costos o la diferencia al alza es porque dentro de esta subactividad el contratista tiene una tarea, una subtarea que se llama evaluación económica. ¿De acuerdo? Entonces ellos estarían realizando un incremento en el número de actividades de evaluación económica de sus prospectos, dado que tal vez están identificando mayores oportunidades.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y eso va a costar 700,000 dólares más por este año 2019.

DIRECTOR DE EVALUACIÓN DE ASIGNACIONES, INGENIERO BRUNO SEBASTIÁN RIVAS RINCÓN.- Correcto, correcto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK, gracias.

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



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Programa de Trabajo 2019 presentado por Eni México, S. de R.L. de C.V., para el contrato CNH-R02-L01-A10.CS/2017.

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Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en la Cláusula 10.5 del Contrato CNH-R02-L01-A10.CS/2017, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Programa de Trabajo 2019 presentado por Eni México, S. de R.L. de C.V. en relación con el citado contrato.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Presupuesto asociado al Programa de Trabajo 2019 presentado por Eni México, S. de R.L. de C.V., para el contrato CNH-R02-L01-A10.CS/2017.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracciones VI y XII de la Ley de Hidrocarburos, así como en la Cláusula 12.4 del Contrato CNH-R02-L01-A10.CS/2017, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Presupuesto asociado al Programa de Trabajo 2019, presentado por Eni México, S. de R.L. de C.V. en relación con el citado contrato.


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Hidrocarburos

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 19:15 horas del día 4 de abril de 2019, la Comisionada Porres dio por terminada la Vigésima 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.

y Néstor �artínez Romero CJ

misionado

;Jrf�:L:: ri� ""'-- ¡(_

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado

Órgano de Gobierno

Carla Gabriel�<ó' · rfzál�z Rodríguez Secretaria Ejecutiva

Vigésima Sesión Extraordinaria

61

4 de abril de 2019

11.1 resolución por la que la comisión nacional de · un pozo, es el pozo exploratorio cheek-1...

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