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Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

VIGÉSIMA SÉPTIMA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 17:11 horas del día 27 de mayo del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez, así como la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Vigésima Séptima 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 220.0371/2019, de fecha 24 de mayo 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 Porres Luna.

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

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la modificación del Plan de Exploración presentado por

Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación AE-0055-4M

Mezcalapa-05.




Mezcalapa-06.




Mezcalapa-09.


pronuncia sobre la modificación del Plan de Desarrollo para la Extracción

presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la /' Asignación A-0259-Campo Pandura.

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Hidrocarburos

11.- Asuntos para autorización

11.1-11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobré la modificación

del Plan de Exploración presentado por Pemex

Exploración y Producción respecto de la Asignación

AE-OOSS-4M-Mezcalapa-05.

Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación



AE-0056-2M-Mezcalapa-06.

Resolución por la que la Comisión Nacional de




AE-0059-3M-M ezca la pa-09.

En desahogo de estos tres puntos del Orden del Día, la Secretaria

Ejecutiva propuso que se presentaran de manera conjunta y habiendo

estado de acuerdo los Comisionados, con la venia de la Comisionada

Porres, dio la palabra al Comisionado Héctor Moreira Rodríguez, en su

calidad de Comisionado Ponente.

La presentación y los comentarios sobre los temas, se desarrollaron en

los términos que a continuación se transcriben:

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Quisiera someter a este organismo la modificación a los Planes de Exploración de las asignaciones AE-0055-4M-Mezcalapa-05, AE-0056-2M-Mezcalapa-06 y AE-0059-3M-

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Mezcalapa-09. Como verán ustedes, todas son vecinas. El 21 de diciembre del 2018 Pemex Exploración y Producción solicitó a la Comisión la aprobación de estas modificaciones y las modificaciones pretenden replantear la estrategia exploratoria derivado de nuevo conocimiento del subsuelo que se ha obtenido a partir de las actividades realizadas en el periodo adicional de exploración. De manera general, las modificaciones pretenden modificar el número de actividades a realizar, principalmente en la parte de exploración de pozos, dando como resultado un total de 6 perforaciones en los escenarios base y 9 en los escenarios incrementales, lo que resultaría en 15 pozos exploratorios para las tres asignaciones. Con la venia de la Comisionada Alma América Parres, me permitiría solicitar al maestro Rodrigo Hernández Ordóñez, Director General de Dictámenes de Exploración, exponer el análisis que ha realizado a esta solicitud.

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

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Gracias, buenas tardes. Buenas tardes a todos. Bueno, como ya lo decía la Secretaria Ejecutiva, nos permitimos traer este tema agrupando las tres asignaciones dado que son asignaciones contiguas y además llevan el mismo trámite administrativo también, entonces pues se presta para que pueda ser de esa forma. Entonces en la siguiente vemos el fundamento legal que ocupamos para hacer el proceso de estas solicitudes. Primeramente, lo que establece la Ley de Hidrocarburos, así como la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y también lo que establece el Reglamento Interno de la Comisión. Asimismo, lo que establece el lineamiento que da pie a que llevemos este proceso administrativo y en particular en estos casos que nos referimos a las asignaciones pues también lo que establecen los términos y condiciones de las propias asignaciones.

En el mapa de la derecha - simplemente para ubicarlos en este momento - nos �ncontramos en esta parte de las Cuencas del Sureste, prácticamenteen la zona transicional hacia el Golfo de México. Aquí están las tresasignaciones, esta que queda hacia la parte noroccidente del área es laasignación 0055, la que queda en la parte sur es la asignación 0056 y la quequeda en la parte nororiental es la asignación 0059 que son las tres que

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vamos a estar refiriéndonos. Yo para simplicidad del tema diré solo 0055,

0056 y 0059 para no leer los nombres extensos. En el área, como ven

ustedes, estas asignaciones pues parecieran no ser continuas. Es porque

tenemos algunos contratos que están ahí dentro, en estas zonas hay áreas

contractuales y abajo en un color un poco más que se ve como café claro

pero que se oscurece un poco por el verde son asignaciones de extracción

que tiene también el mismo Petróleos Mexicanos. Y las áreas, esta área por

ejemplo que está aquí grande pues representan áreas que en algún

momento ya se retiraron de las asignaciones por situaciones ambientales.

Entonces es por eso que las áreas no están completas digamos.

En la que sigue vemos únicamente la ubicación geológica. Como les decía,

nos encontramos en las Cuencas del Sureste dentro de la parte sur o

sureste de la República Mexicana. Y estos Planes de Exploración fueron

aprobados justamente para el periodo adicional de exploración que se

otorgó a estas asignaciones. Como ven, es una zona que ya tiene pues

suficiente actividad o bastante actividad, no suficiente, sino bastante

actividad. Hay diversos campos ya descubiertos. En verde están los campos

mesozoicos y en amarillo están los campos que se refieren al Terciario.

Entonces en ambos plays digamos o en ambos niveles estratigráficos ya hay

bastante información de lo que se encuentra en esta área. No obstante,

pues al ser un área muy prolífica se sigue explorando y Petróleos

Mexicanos justamente lo que trajo en esta ocasión es propuesta de nuevos

pozos para estas áreas que, a pesar de que ya tienen una buena actividad,

pues se siguen encontrando algunos elementos.

Entonces en la que sigue vemos que en la cadena de valor nos encontramos

justamente todavía en una parte dentro de la fase de evaluación del

potencial porque se están probando algunos plays nuevos en algunas

áreas, sin embargo, pues ya alcanzamos claramente la etapa de

incorporación de reservas. Entonces el objetivo que tienen estas

asignaciones pues es darle continuidad a los trabajos que se han venido

haciendo en todo el periodo de exploración, incluyendo algunas

actividades que pues no estaban previstas en los planes que hasta ahora

están vigentes. Entonces se evaluarían o se seguirían evaluando los plays

del Terciario y también los plays del Cretácico, particularmente del

Mesozoico, perdón, y además se siguen haciendo los trabajos para

identificar nuevas zonas prospectivas. Como ya lo decía el doctor Moreira,

de Gob;emo v;ges;m, Sépt;m, ses;óoE,tcao,d;,ac;, 27 de mayo de 2019 Ó

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Hidrocarburos

hay una serie de actividades que se incrementan dentro de estos planes.

Entonces aquí los dividimos en la parte de los estudios. Estos planes

consideran escenarios base y además un escenario incremental.

En la asignación 0055 se consideran cinco estudios para el escenario base

y dos para el incremental, en la 0056 tres y ocho y en la 0059 dos estudios

y cuatro para el escenario incremental. Además, estos estudios, pues como

ustedes bien saben, muchos de ellos están asociados con la consecuente

perforación de algún pozo. Entonces en esta tabla vemos cuáles son los

pozos que se estarían perforando en las tres asignaciones dependiendo los

dos distintos escenarios. En la 0055 son tres pozos los que se proponen

para el escenario base y dos pozos para el escenario incremental, en la

asignación 0056 serían tres pozos para el escenario base y cinco para el

escenario incremental, mientras que la 0059 solamente se proponen dos

pozos para el escenario incremental. Aquí con un asterisco pequeño

identificamos los pozos que sí son adicionales para estos planes, porque

algunos de estos pozos ya venían descritos en los planes vigentes, algunos

otros se están adicionando como este Nichte, Cibix-101, Macte-lEXP,

Nexali-lEXP, Pache-lEXP, Escuintle-401 y Terra-101. Esos son los que están

ahora documentando. Los otros de alguna manera ya estaban descritos en

los planes vigentes.

Entonces aquí me voy a permitir, pues simplemente para no agrupar tantas

actividades en un solo cronograma, presentar los cronogramas de cada una

de las asignaciones. Entonces para la 0055 ustedes van a ver en distintos

colores las actividades que ya realizó Petróleos Mexicanos para este

escenario, perdón, para este periodo adicional. Las actividades del

escenario base con color verde y con color gris las del escenario

incremental. Entonces, derivado de las actividades que ya ha ido realizando

Petróleos Mexicanos, proponen la perforación en este caso de la 0055 de

estos pozos. Estos pozos algunos ya están en perforación como este lxcanul

y los otros pues se irán dando en lo que resta del periodo. Asociado a la

perforación de estos pozos, están previo a ellos los VCD de los mismos y

posterior a ellos la prueba de prospecto que se realiza al terminar esta

perforación de los pozos. Entonces esto es lo que queda de aquí a agosto

que es cuando termina el periodo adicional de exploración de estas

asignaciones.

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Ahora, en la siguiente vemos algún detalle adicional, particularmente para la asignación 0055, dónde están localizados los pozos que se estarían perforando. Entonces veíamos que para el escenario base está este pozo lxcanul, Sejel, Nichte y el pozo Xinich. Entonces tenemos estos pozos que están aquí marcados con rojo que son justamente las cuatro propuestas que se tienen para perforar en el escenario base. Son pozos que van principalmente a probar los plays que no están probados en esa área, particularmente el Cretácico y Jurásico y en algunos casos puede llamar la atención por ejemplo este Xinich que está aparentemente sobre la zona donde está el campo Terra. No obstante, Terra es un campo que, como ven ustedes aquí, es Mesozoico y los plays que van a probar este pozo son Plioceno y Mioceno. Entonces a pesar de que aparentemente está en la misma zona, estratigráficamente en este caso pues está en una zona más alta. Y así vamos a ver algunos casos en los que aparentemente son zonas en donde se traslapan las actividades, no obstante, están en otros niveles estratigráficos. Se tienen profundidades de los pozos que rondan desde los 5,500-6000 metros hasta pozos más someros como este último que les mencionaba que pueden estar a 900 o 2000 metros los objetivos geológicos. Entonces es muy variable la profundidad de los objetivos geológicos dependiendo de los plays que van a probar. En el caso de los pozos que están asociados con el escenario incremental, están marcados los pozos con este otro color, este Huaycura y este otro que está aquí que se llama Tiech, que de la misma forma este pozo que se llama Tiech está sobre este campo que se llama Castarrical. Castarrical es Cenozoico, perdón, Terciario. No obstante, los objetivos de este pozo son mesozoicos, entonces van más profundos. Entonces es la condición que se da en esta zona que pues ya está bastante estudiada.

De la forma en la que están estas actividades, pues claramente tienen asociado un presupuesto. Entonces en la que sigue vamos a ver ese presupuesto asociado a esta asignación 0055. En particular, pues para el escenario base, pues como ya les había dicho, la perforación de los pozos es una de las actividades principales. Por lo tanto, el 97% prácticamente de la inversión estaría cargada a la subactividad de perforación de pozos, algo menor a la parte de geología y general. Si se materializara el escenario incremental, pues prácticamente se duplica la inversión porque pues hay otros pozos que se incorporan a la perforación y serían casi 111 millones

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Hidrocarburos

de dólares, manteniéndose la proporción en cuanto al valor de perforación

de pozos que ronda el 97% de la inversión.

Ahora, de la misma forma, pero ahora para la asignación 0056, también

tenemos actividades que ya se han realizado que son las que están en azul

y las actividades del escenario base que son las que están en verde y las del

escenario incremental que son las que están en gris. Pues como vemos,

pues están los pozos. Aquí para estos casos ya se realizaron los estudios

VCD y después de los pozos estarían realizándose la prueba de prospectos

de esos mismos pozos que se estarían perforando en el área. En la que

sigue vemos el mapa de dónde están, recuerden estamos en la asignación

0056 que es la que quedaba en la parte oriental del área. Aquí tenemos

tres pozos o tres propuestas de pozos para el escenario base que es Tokal,

Pachil y Platao. Entonces aquí están marcados con este punto rojo de aquí,

este de acá y este de esta zona. Esos son los tres pozos que estarían

considerándose para el escenario base y para el escenario incremental

están marcados con este color un poco más anaranjado. Están los cuatro

pozos, perdón, los cinco pozos que se están proponiendo en el escenario

incremental.

De la misma forma o de la manera análoga a lo que veíamos en la

asignación anterior, también tenemos plays que son muy profundos como

en el caso de este Pachil que tiene objetivos hasta el Jurásico Superior y la

profundidad total programada pues está hasta los 7,120 metros. Y hay

otros casos más someros, por ejemplo, este Tokal que va cerca de 5,000.

Entonces pues es variable. Otra vez, es una condición muy parecida a la

otra asignación. Ya hay varios campos tanto mesozoicos como terciarios y

tenemos la propuesta de estos pozos. También tenemos entonces la

distribución de la inversión. Para el escenario base en este caso son cerca

de 71 millones de dólares. De nuevo, pues aquí los pozos se llevan

prácticamente todo, 98.5% de la inversión. Y en caso de realizar el

escenario incremental, el asignatario considera que la inversión subiría

pues prácticamente otros 100 millones de dólares porque considera

bastantes pozos más adicionales en este escenario. También la inversión

pues es prácticamente 98% lo que se va a los pozos.

Finalmente, en lo que respecta a las actividades que tiene que ver con la

asignación 0059 que es la que quedaba en la parte nororiente del área,

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vemos que son algunas actividades que ya se realizaron. Las actividades del

escenario base y las actividades del escenario incremental con gris.

Entonces aquí también se considera la perforación de un pozo para el

escenario base y la perforación de otros dos pozos para el escenario

incremental con sus correspondientes pruebas de prospecto que se darían

de manera posterior a las perforaciones. Si vemos entonces la que sigue.

Vemos dónde están localizados esos pozos. Lo que vemos aquí, si

recuerdan, esta es la asignación que solamente trae incorporación de dos

pozos en el escenario incremental, por eso no vemos nada en el escenario

base. Aquí están los dos pozos que están considerados para el escenario

incremental. Este que está cercano al campo Terra y este otro que está acá

cercano al campo Escuintle, por eso es que tienen esos nombres. En los dos

casos van a buscar el play del Cretácico y en el caso de Escuintle también a

probar el Jurásico. Prácticamente no lo mencioné, pero en una buena parte

de los prospectos que están mencionados de esas tres asignaciones el

hidrocarburo esperado es aceite ligero, en algunos casos pues con el gas

asociado. Entonces son zonas prospectivas y de alto valor en cuanto al

hidrocarburo que se espera.

En la siguiente vemos entonces cuál es la distribución de la inversión. Pues

ahora en el caso base pues como sabemos que no hay un pozo establecido,

pues por eso es que aquí la inversión es sensiblemente menor de lo que

habíamos visto y la proporción de las inversiones pues se divide solamente

en geología y general. No obstante, si se llegara a materializar el escenario

incremental con los pozos que dijimos, entonces ahora sí la perforación de

los pozos ocupa la gran mayoría de la inversión con prácticamente más del

95% de la misma. Entonces eso es respecto a las actividades particulares

de cada una de las asignaciones.

En la siguiente lo que les presento es nada más que también revisamos

pues los programas asociados a estas asignaciones. En estos programas

asociados pues está el Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional.

Lo hicimos con la Secretaría de Economía y recibimos la opinión favorable

respecto de las mismas en marzo de este año, de estas tres asignaciones.

Y también revisamos con la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente y

también vemos que el asignatario tiene el cumplimiento en lo que se

refiere a la ASEA.

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Finalmente, como conclusiones pues vemos que la modificación de estas asignaciones pues va a permitir dar continuidad a las actividades que previamente ya estaban desarrollando y se siguen encontrando nuevos prospectos que el asignatario quiere o pretende perforar. Respecto a la metodología y los trabajos como los ha venido desarrollando Petróleos Mexicanos, pues vemos que tiene una secuencia operativa lógica y los tiempos programados para estas actividades pues han sido eficientes. Y luego, pues que estos estudios que están proponiendo pues permiten seguir evaluando el potencial petrolero del área, que, a pesar de que ya hay numerosos campos, pues no obstante siguen encontrando nuevas oportunidades para incorporar reservas. Por supuesto estas actividades van a permitir acelerar el conocimiento geológico del subsuelo del área y en cuanto a recurso pues estaríamos hablando de que al menos para el escenario base, que es el que sabemos que queda firme como parte de la asignación. En las asignaciones, por ejemplo, la 0055 estarían incorporando cerca de 59 millones de barriles, en la 0056 33 millones de barriles. Y en cuanto a la inversión, los escenarios base de estas tres asignaciones consideran ... la 0055 considera cerca de 57 millones de dólares, la 0056 cerca de 71 millones de dólares y en el caso de la 0059 que no tiene pozo cerca de 640,000 dólares. Entonces son inversiones cuantiosas para estas tres áreas. La que sigue por favor.

Pues lo que vemos es que estos planes los advertimos técnicamente factibles toda vez que las actividades que plantean permiten maximizar el valor de las áreas, por lo tanto, sometemos a consideración del Órgano de Gobierno de la Comisión la aprobación de la modificación de los Planes de Exploración de las asignaciones 0055, 0056 y 0059.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias doctora. ¿Existe ya en estas tres asignaciones algún descubrimiento más allá de los que ya tienen una asignación de desarrollo para la extracción?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Vamos a verificar el dato Comisionado porque seguramente sí hay algún descubrimiento porque son las áreas en donde hemos tenido últimamente los descubrimientos.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- Si, nada más contestar. Por ejemplo, tenemos Cibix. Es un descubrimiento si recuerdan. Está en la asignación más al Sur que es la 2MMezcalapa-06, donde efectivamente hay muchos campos ya. Estos campos, está el complejo J. Bermúdez. En esa que teníamos, en la 10 por favor. Todos estos campos, efectivamente estos, pues son muy viejos. Ese el complejo J. Bermúdez, aquí está Bellota, Edén, todos estos campos que se han descubierto. Pero estos que van también explorando, porque estos campos de Samaria por ejemplo, aunque aquí están como Mesozoico, productores en el Mesozoico, también tenemos producción en Terciario en esos campos. Entonces sí efectivamente ha habido descubrimientos nuevos, nuevos descubrimientos, se sigue explorando. Esta es una de las áreas más exploradas por Petróleos Mexicanos. Todo ese tren que va de esta parte sur hasta Puerto Ceiba, que inclusive por ahí se ve también, es de aceite que proviene tanto de rocas mesozoicas como del Terciario. Es decir, sí hay nuevos descubrimientos, si ha habido y siguen explorando.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias. Es que mi comentario para mí es muy relevante porque pues estas asignaciones de exploración, lo dijeron en la exposición, concluyen el 27 de agosto. Eso es en tres meses exactamente. ¿No? Entonces si no hubiera un descubrimiento pues evidentemente que lo deseable sería que de aquí a tres meses lo tuvieran porque la actividad es muy intensa. En el escenario base están programando seis pozos y en el incremental nueve. Entonces de ahí mi pregunta. Si ya hay un descubrimiento, mi entendimiento es que esas áreas tendrían que cambiar su naturaleza jurídica digamos para transformarse de exploración a áreas, por lo que hace a ese descubrimiento quizá, de desarrollo para la extracción. Pero en donde no se descubrió, mi entendimiento es que esa área tendría que revertirse al Estado. Entonces, bueno, nada más para apuntar esta cuestión en los tiempos que hemos venido reiteradamente diciéndolo además.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, maestro.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Nada más para darle otro dato de los que nos pregunta. En la 0055 efectivamente está otro de los

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descubrimientos recientes que es Chacal. Ahí también está. Y particularmente en la 0056 ya lo había mencionado el doctor el caso de Cibix.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. Pues seguir insistiendo que la perforación de pozos debería hacerse por Petróleos Mexicanos con los equipos de Petróleos Mexicanos. Ya vimos que genera una gran cantidad del porcentaje del gasto en cada una de las áreas de exploración y aunque no fueran de exploración, que fueran de desarrollo, también es lo mismo. La perforación de pozos es muy agresiva en la necesidad de la parte económica. Pero dentro de la perforación de pozos, algo que cuesta mucho es el alquiler del equipo. Entonces si es de Petróleos Mexicanos el equipo, pues no tiene que pagarlo. ¿Verdad? Y creo que es un comentario de negocios. En la medida que se usen los equipos de Petróleos Mexicanos, se pueden bajar los costos.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- Si, comentando nada más con lo que dice el Comisionado Néstor. Efectivamente hay un pozo cuando menos, un prospecto perdón, Nexali, que va bastante profundo, más de 7,200 metros desarrollados la profundidad programada y va a probar el mismo concepto que Navegante, subsalino. Es decir, muy profundo y con bastantes problema para perforar. Entonces eso obviamente los costos también son bastante, aumentan los costos.

COMISIONÁDO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Eso me permite hacer otro comentario. Cuando fui de prácticas el año 1977-1978 a Pemex, había equipos de perforación de esa profundidad. Matapionche-101 iba a esas profundidades. Entonces Pemex tiene toda la posibilidad de hacerlo con la experiencia y seguramente con los equipos.

/ COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- En el mismo sentido. ¿Pudiéramos tener copia del acuerdo donde Economía aprueba el


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Programa de Cumplimiento de Contenido Nacional a ver qué porcentaje de contenido nacional aprobaron?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Claro que sí, se los pasamos. Y también les pasamos el que viene inscrito en la asignación porque es ahí donde se pone y ya después lo que manda el asignatario en este caso pues es cómo lo va cumpliendo. Pero por supuesto que sí.

COMISIONADA ALMA AMÉHICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario? Yo sí tengo dos comentarios, bueno, dos preguntas. ¿La primera es en estos pozos hay pruebas de producción? O sea, ¿se consideran pruebas de pr?ducción?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Se están considerando pruebas de producción pero no de alcance extendido, o sea, digamos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Son pruebas de producción normales digamos.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Aja, normales, exacto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, no están considerando ponerlos a producir tempranamente en caso de que sean positivos, exitosos digamos.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Al menos lo que viene sustentado en los planes, no. No está descrito así.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Y mi segunda pregunta es el caso de Terra. Digo, a mí me llama la atención porque hemos traído algunos pozos que nos los han planteado como pozos exploratorios, voy a decirlo tal cual, ya en un campo en desarrollo. O sea, porque Terra es un campo que ya está en desarrollo y en ocasiones nos han propuesto pozos exploratorios o delimitadores en el mismo nivel estratigráfico que está desarrollado el campo. ¿En este caso el Terra-101 va a otro nivel estratigráfico que el yacimiento Terra? Doctor Monroy.

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TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- Si, va al mismo, pero sin embargo a otros bloques. Pero está dividido.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- En esta así ha sido.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- Si, pero está dividido, o sea, tiene dos fallas completas.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Así. ha sido, eh. O sea, así ha sido y, digo, mi punto es que si checaron que no sea en la misma área de desarrollo como han sido los otros porque - o sea, si no mal recuerdo -nos han propuesto pozos delimitadores en la misma área donde ya hay pozos de desarrollo. Así ha sido en el mismo nivel estratigráfico, aunque haya fallas, pero ya se está desarrollando esa área y después nos ponen ahí mismo un delimitador. Y aquí, o sea, digamos por la nomenclatura aparentemente sí hay una falla. Y yo por eso decía, bueno, no sé si van a otro nivel. OK, van al mismo nivel. Sin embargo, en ocasiones anteriores nos han propuesto pozos separados por fallas, pero es en la misma área de desarrollo. Mi pregunta es si checaron.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- En este caso es un bloque al Norte donde no hay reservas, no abarca inclusive el desarrollo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- En efecto. Tenemos la información que nos presentaron en el plan y el último pozo que queda digamos más cercano a esta área, que queda al Sur, es el Terra-1. Evidentemente el Terra-1 llegó al yacimiento y en este caso el pozo Terra-101 está separado pues al menos unos 3 km al Noreste y está separado al menos por tres fallas y va a un nivel todavía más profundo. Si bien es cierto va al Cretácico mismo, sí está completamente separado. No hay evidencia actualmente que haya continuidad hidráulica hacia allá, entonces es parte de lo que quieren explorar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, doctor.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- Estructuralmente es mucho más bajo, es un bloque más abajo.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muy bien. Y otro, ah, bueno.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-No, es de este tema doctora. Ahorita estamos aprobando o estaríamos aprobando la modificación al Plan de Exploración y siendo pozos exploratorios entiendo que tendría que venir el asignatario pues con su solicitud para la perforación del pozo en específico y ahí creo que tendríamos oportunidad de revisar a detalle lo que apunta la doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Es que ahí va mi siguiente pregunta. La pregunta es si no mal recuerdo tenemos dos pozos de los que yo vi aquí y fue de memoria, lo estoy consultando. Creo que es el pozo Sejel y el pozo Terra-101. No sé si ya los autorizamos o está en proceso de autorización. Entonces a mí me informan que hay uno inclusive en perforación ya, el pozo Sejel.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- Si, efectivamente. Hay algunos pozos que están en perforación justamente. Hay uno que es el lxcanul también que justamente son de los que ya venían.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero el pozo Sejel es pozo que es nuevo que estaba en asterisco. ¿No lo tenemos autorizado ya?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.- No estaba como pozo nuevo doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-A ver. Ah, pues yo lo vi con asterisquito. No sé. En prospectos exploratorios en la página 7, bueno, la que yo tengo 7 aquí. Ah, es que después hay un ... en la 7, dos más. Ese ya está en perforación ahorita y si vamos dos páginas después.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDÓÑEZ.-Si, perdón. En la 7 efectivamente ahí aparece un asterisco que dice que está en perforación, pero es un error.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Ah, yo estaba viendo esa y dije si mi memoria no me falla yo ya lo había visto para Sejel y pregunté y

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Hidrocarburos

me dijeron que estaba en perforación y dije, "¡ay, caray!". Y dice actualmente ...

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- Es el lxcanul el que está.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y el lxcanul, perdón, ¿el lxcanul lo está perforando Pemex? Con el equipo de Pemex, me refiero.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY.- Híjole, no sabría decirle, pero ahorita lo consultamos.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Digo, porque el Comisionado Pimentel explicó muy claro el proceso. Ahorita estamos

· haciendo modificación al plan exploratorio, pero más adelante van a venirlos permisos de perforación de pozos. Precisamente por eso era elcomentario al inicio de que ojalá se puedan perforar con equipos de Pemexen la medida de lo posible. Entonces bueno, surge la pregunta, bueno, ¿ellxcanul se está perforando con algún equipo de Pemex? Son pozosbastante profundos, ese va a 5,740, pero tengo entendido que tienen losequipos y tienen la gente muy experimentada que pudiera hacerlo. Perobueno, no es tema de la aprobación, finalmente es - como lo dije alprincipio - comentario de negocio y no se requiere tener el dato.Seguramente va a ser un poco tardado. Pero los planes pues desde mipunto de vista son los más adecuados y no tendría ningún comentario encontra.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINOMONROY.- Si me lo permite mientras tenemos la respuesta doctor. Vamosa la parte de contenido nacional que preguntaba el Comisionado Moreiranada más para datos. Para el 2019 en estas tres más ó menos anda 30% enpromedio porcentaje mínimo de contenido nacional del Título deAsignación.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pero no en ese tipo deplanes, son 150 millones.


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Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es que el problema del contenido nacional es que lo puede hacer una compañía privada mexicana y suma al contenido nacional, pero el proyecto vamos a decir tiene costos adicionales porque hay que pagarle al privado. Cuando lo hace por administración, el equipo ya lo tiene y de alguna forma está ya pagado por todo el tiempo que ha estado perforando. Y esos son los ahorros a los que yo me refería. Entonces contenido nacional 30% pues es un contenido nacional bajo, ojalá fuera mucho más alto, y habría que ver a qué se refiere.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- En este tipo de pozos.

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

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Sería el mismo fundamento para las tres."

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

RESOLUCIÓN CNH.E.27.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación del Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación AE-0055-4MMezca lapa-OS.

ACUERDO CNH.E.27.001/19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 7, fracción 111 y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de


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¿ t


Hidrocarburos

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y Producción correspondiente a la Asignación AE-0055-4MMezcalapa-05.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación del Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación AE-0056-2MMezcalapa-06.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 7, fracción 111 y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y Producción correspondiente a la Asignación AE-0056-2MMezcalapa-06.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación del Plan de

Órga o de Gobierno Vigésima Séptima Sesión Extraordinaria 27 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

Exploración presentado por Pemex Exploración y

Producción respecto de la Asignación AE-0059-3M

Mezcalapa-09.


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

y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores

Coordinados en Materia Energética, 7, fracción 111 y 44,

último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11,

letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación

al Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y

Producción correspondiente a la Asignación AE-0059-3M

Mezcalapa-09.

11.4 Resolución por la que la Comisión Nacional de


del Plan de Desarrollo para la Extracción

presentado por Pemex Exploración y Producción

respecto de la Asignación A-0259-Campo

Pandura.

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

la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al Comisionado Héctor

Moreira Rodríguez, en su calidad de Comisionado Ponente.

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

términos que a continuación se transcriben:

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Doctor Moreira.


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\


Hidrocarburos

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Gracias. Esta es una modificación a un Plan de Desarrollo para la Extracción de la asignación campo Pandura. Es muy diferente a los tres que vimos anteriormente. Los tres que vimos anteriormente eran Tabasco y eran petróleo o petróleo ligero y gas y esta es una asignación de gas y también es una donde ya ha habido exploración previa, es un área ya productora y es muy interesante también ver que se puede volver a desarrollar o apoyar el desarrollo de esta nueva asignación. Entonces quisiera pedirle la venia de la Comisionada Alma América Parres para solicitar al ingeniero Alan Barkley de la Dirección General de Dictámenes de Extracción exponer el análisis relacionado con esta solicitud.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Barkley, por favor.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL. DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY VELÁSQUEZ.- Gracias Comisionado. Muchas gracias, buenas tardes Comisionados. Efectivamente Comisionados traemos para su aprobación la solicitud de modificación del asignatario a la asignación 0259, el campo Pandura. Por favor la siguiente. Empezamos con la relación cronológica. El 15 de noviembre de 2018 recibimos la solicitud de modificación del Plan de Desarrollo. El 8 de diciembre emitimos prevención. El 21 de diciembre de 2018 el asignatario dio atención a las prevenciones y aclaraciones. El 30 de enero se dio suficiencia de información. Tuvimos una comparecencia el 23 de abril con Pemex y la atención de comparecencia fue un par de días después, el siguiente lunes 29 de abril. Presentación al Órgano de Gobierno el 27 de mayo. Por favor.

Bien, el objetivo y alcance de la presente modificación al plan. La asignación Pandura primeramente es productora de gas no asociado a través de 63 pozos productores. Cuenta actualmente con 104 pozos perforados, tiene 25 pozos taponados y bueno, se localiza a 21 km al sur de la ciudad de Nuevo Laredo en el Estado de Tamaulipas. Bien, en la figura podemos apreciar la densidad de pozos que en la parte central se concentra la mayor densidad de pozos y podemos ver también las localizaciones a perforar que planea el asignatario, las cuales son 7 perforaciones y terminaciones, 10 reparaciones mayores, 84 reparaciones menores, 86 taponamientos, así

Órga o de Gobierno Vigésima Séptima Sesión Extraordinaria 27 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

f

como actividades de abandono. Y esta modificación permitirá recuperar un

total de 25,000 millones de pies cúbicos de gas, lo cual es el total de la

reserva remanente 3P y a través de la erogación de 60.45 millones de

dólares. Por favor.

Bien, las generalidades de la asignación. El campo Pandura tiene 58.92 km2,

una porosidad de 15% a 24%, presión inicial de 371 kg/cm2, presiones

actuales son de 329 a 200. Eso deja a entrever el aislamiento de los bloques

productores en trampamientos de una combinación estructural y

estratigráfica. Son fluvio deltaicos. Es un gas no asociado. Tiene un factor

de recuperación actual de 64.85%, produce el Paleoceno Wilcox. Tenemos

el mecanismo de producción que es a través de roca-fluido. La profundidad

del yacimiento es a 2,600 metros verticales. Los estados actuales, como lo

dijimos anteriormente, son 63 pozos productores a la fecha de

presentación del Plan de Desarrollo. Las colindancias es con Colindón al

Sureste y Oasis al Norte. Por favor.

Bien, un poco de la historia de la producción de gas de la asignación.

Tenemos la primera etapa. Tuvo 33 pozos que se perforaron, los cuales,

bueno, alcanzaron aproximadamente gastos de 20 millones de pies cúbicos

por día. La etapa 2 contempló 71 pozos perforados y 10 reparaciones

mayores. Ella logró un máximo de producción de aproximadamente 35

millones de pies cúbicos por día, fue el máximo de producción de la

asignación. Y la etapa 3 es de 2010 en adelante y bueno, ella se basa ... O

sea, se presenta una restricción de actividades por un conflicto social que

existe en la región, es Nuevo Laredo al norte del país. Entonces

básicamente es mantenimiento de la producción. Por favor, siguiente.

Bien, en cumplimiento al artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos tenemos

la tecnología y el plan de producción que permita maximizar el factor de

recuperación en condiciones económicamente viables. Tenemos la

evolución de las reservas. Primeramente, tenemos en 2017 a 2018 lo más

notorio es que se tiene un incremento. El incremento versa a través de la

reinterpretación de la sísmica. Se hizo modelado geológico, se comprobó

la continuidad lateral del yacimiento Paleoceno Wilcox, lo cual llevó en

nuevas cuantificaciones de volúmenes originales de 308 a 387 miles de

millones de pies cúbicos y bueno, con eso se cuantificaron y se reintegraron


21


Hidrocarburos

t

aproximadamente hasta 25 miles de millones en 3P al 2019 y es la cual ellos planean recuperar en su totalidad para esta modificación.

Bien, las alternativas de desarrollo. Se estudiaron tres por parte del asignatario. Ellas contemplan cuatro pozos productores, cuatro perforaciones, cinco perforaciones la alternativa 2 y la alternativa seleccionada por el asignatario son siete perforaciones. Entonces la alternativa seleccionada contempla además las reparaciones menores, las cuales tuvieron un éxito volumétrico importante para integrar producción

rápida a la asignación y bueno, con una estimación de recursos económicos menores en comparación con otras alternativas de explotación del yacimiento. Asimismo, tenemos que esta alternativa puede recuperar el total de la reserva que tienen, la 3P. Y bueno, el VPN después de impuestos también es el mayor en esta alternativa, alcanzar 8.81, después de impuestos, millones de dólares. Y bueno, el valor presente neto después de impuestos resulta el benéfico para esta asignación, para esta alternativa

seleccionada. Bien, y adicionalmente, bueno, pueden recuperar toda la reserva 3P. Por favor.

Tenemos el perfil de producción de gas. De 2015 a 2018 ese es histórico de producción. Esto tuvo como consideración 39 reparaciones menores que se ejecutaron de 2015 a 2018, las cuales son optimizaciones de condiciones

de productividad de la asignación. Esas son la implementación de barras espumantes, válvula motora, tubería capilar, entre otras, para facilitar las condiciones de productividad. Posteriormente en el pronóstico de producción que el operador plantea, plantea RMA en 2020, las cuales van a aumentar la producción, 30 reparaciones menores en 2021 y de 2021 a

2027 la perforación de siete pozos direccionales y verticales, así como, bueno, en 2027-2028 también plantean reparaciones menores, las cuales

ayudan a aligerar un poco la declinación de la producción de la asignación. Por favor.

Bien, las actividades a realizar son perforaciones de 2021 a 2027 junto con terminaciones a través de estimulación, reparaciones mayores de 2020 a 2029 van a hacer 10 reparaciones mayores, así como reparaciones menores. En la totalidad de la modificación del Plan de Desarrollo se contemplan 84 reparaciones menores, comenzando desde el inicio de la

modificación .y finalizando en 2030. Para las actividades de abandono se


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Hidrocarburos

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tienen 86 taponamientos, que es el total de pozos abiertos y a perforar,

duetos y estaciones también se planean abandonar como parte de la

modificación.

Bien, para comparar la asignación con otros campos relativamente

cercanos, empleamos una base de datos institucional la cual, bueno,

obtuvimos de la Cuenca de Río Grande y Burgos, es decir, del lado de

Estados Unidos y del lado mexicanos, las cuales en el nivel Paleoceno son

básicamente las mismas rocas, es fluoro fluvio deltaico y son facies areno

arcillosas de plataforma. Entonces bueno, la dirección de aporte es

básicamente de Coahuila hacia el mar. El tipo de fluido es gas, la litología

son elásticos. Son campos terrestres solamente los que se usaron para

comparación y un ambiente deposicional deltaico.

Ahora, el factor proyectado de acuerdo a los campos anteriormente

mencionados con respecto a la propuesta de modificación. Pandura

tendría 71.3% de factor de recuperación proyectado y bueno, el promedio

es 70% aproximadamente. Entonces bueno, observamos que se trata de

una modificación que está en el orden con respecto a los análogos

promedios.

Bien. En cumplimiento del artículo 44 de la Ley de Hidrocarburos, se tiene

el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural. En efecto, de acuerdo a

las disposiciones técnicas del gas natural asociado, el campo Pandura es un

yacimiento productor de gas no asociado, por lo cual no se incluye ni

considera un Programa de Aprovechamiento de Gas Natural, aclarando

que el gas producido será destinado para su comercialización.

Bien, también tenemos los mecanismos de medición de la producción de

hidrocarburos, los cuales son los pozos de la asignación Pandura.

Contempla un par de pozos Colindón y creo que un pozo Oasis también.

Entonces ellos confluyen a la Estación de Recolección Pandura 2 y a la

Estación de Recolección Oasis 1, en las cuales también varias corrientes

confluyen: las asignaciones vecinas de Pandura, es decir, Colindón y Oasis.

Entonces aquí se tiene en la Estación de Recolección Pandura 2 la

separación de líquidos primero, es correcto, donde se transporta a través

de carro tanque y se separan los gases y los líquidos, es decir, condensados

del gas y agua. Entonces posteriormente sigue el flujo de la molécula hasta

la Estación de Compresión y Recolección Pandura 1, la cual tiene una

, rgano de Gobierno Vigésima Séptima Sesión Extraordinaria 27 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

separación de agua y ella más bien inyecta al pozo letrina Pandura-3 el agua

separada. Se tiene una placa de orificio como medición fiscal en la misma

estación Pandura 1. Posteriormente continúa la producción de gas ya

separado hasta la Estación de Compresión de Planta Culebra Sur y la

medición fiscal se hace en la Central de Medición km 19 para gas y en la

Batería Monterrey llegan otras asignaciones asimismo y se tiene la

medición fiscal para la Central de Medición km 19 en Reynosa.

Bien, el Programa de Inversiones. Tenemos las inversiones destinadas a la

actividad petrolera de producción, son las mayores, es el 49% de la

propuesta de modificación por el operador. Tenemos el 42% para la

actividad petrolera de desarrollo y 9% para la actividad petrolera de

abandono, siendo las mayores erogaciones la perforación de pozos, 13.81

millones de dólares, el rubro general, así como el mantenimiento de

duetos, los cuales se engloban en el rubro de producción. Y bueno, el total

del Plan de Desarrollo es de 60.45 millones de dólares.

Bien. Asimismo, se realizó al interior de la Comisión una evaluación

económica, la cual involucró la totalidad de la producción de gas estimada

por el operador. Son 25 miles de millones de pies cúbicos a un precio del

gas de 4.2, el cual es el promedio de enero a abril del índice de referencia

de precios de gas natural de la Comisión Reguladora de Energía para la

región 3 que es en donde se ubica el campo Pandura: 4.2 por dólares. Tasa

de descuento 10% anual, tipo de cambio 18.7. Y los resultados, el VPN

antes de impuestos 37.09 millones de dólares, después de impuestos

queda un margen de 0.96. VPI que queda 24.98, VPN/VPI 1.48 y después

de impuestos 0.04 y la TIR es indeterminada por el ¡proyecto.

Bien, como recomendaciones. Tenemos las barras espumantes, las cuales

han demostrado - como se mostró en la historia de producción 2015-2018

- un éxito volumétrico, el cual puede ingresar producción rápida, fresca a

la asignación. Y se recomienda el uso de la ventaja de la implementación

del potencial de mejora a la producción de gas a través del uso de barras

espumantes para reducir la fracción de líquidos en el pozo y colgamiento

de los mismos para mejorar la hidráulica del pozo, así como pozos

horizontales o desviados con múltiples estimulaciones. Ello podría

incrementar o maximizar el área de contacto del pozo con el yacimiento

para así integrar una producción mejor para el pozo.


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Hidrocarburos

Bien. En cumplimiento de la normatividad aplicable, tenemos el cumplimiento de la Ley de Hidrocarburos, cumplimiento a la LORCME, a la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, cumplimiento de los Lineamientos de Planes y cumplimiento de los Lineamiento Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos. Bien, como parte del dictamen, el resultado es derivado del análisis presentado se propone al Órgano de Gobierno el presente dictamen técnico en sentido favorable con respecto a la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción asociado a la asignación A-0259-Campo Pandura presentado por Pemex Exploración y Producción. Muchas gracias.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, pues la presentación deja claro que se requiere un cambio fiscal para que realmente esto pueda ser bueno para Pemex porque después de impuestos pues sale poniendo. Pero de acuerdo con el artículo 44 nosotros tenemos que checar varios rubros que fue presentado así en lo que acabamos de ver. Esos rubros el primero es la maximización del factor de producción bajo condiciones económicamente viables. Después lo del aprovechamiento de gas que no tiene que ver nada con esto porque es gas no asociado y la parte de la medición. Me voy a referir al primero que es que el plan de producción tiene que asegurar la maximización de valor. En otras palabras, como dice la ley en el artículo 44, tiene que maximizar el factor de recuperación - ahí lo dice - en condiciones económicamente viables. Entonces tenemos un plan que está ahorita vigente que es el plan 2015-2026 y entonces el operador viene y nos plantea un cambio de ese plan. Entonces lo que tendríamos que ver es un plan que mejora al anterior y ahí tengo ciertas dudas porque en el plan vigente, en una tabla que yo tengo aquí que ustedes prepararon, habla de que se puede extraer 27.39 miles de millones de pies cúbicos. Entonces aquí están hablando de menos, 25.08. Pero además en el plan actual la inversión es muy pequeña, es 0.03 millones de dólares y en la actual es 60 millones de dólares. ¿Entonces por qué este es mejor que el anterior?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY VELÁSQUEZ.- Primero que


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Hidrocarburos

nada, hay un supuesto de modificación también en la cual existe variación en el monto de inversión. El plan vigente, es decir el de Ronda O, contemplaba absolutamente nada de actividades y de hecho no comprometía tampoco un pronóstico de producción.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero planteaba un volumen de gas esta área de 27.39, un volumen más grande que el que van a extraer ahora con la alternativa 3.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Digo, si quiere checamos el dato doctor porque el perfil de producción que tenemos en Ronda O se agotaba en 2015. De hecho, a partir de 2016 cuando se hace el reprocesamiento sísmico y el modelado es cuando incrementan la reserva.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A lo mejor hay que tener cuidado con la tabla. A lo mejor la tabla no tiene los datos correctos, porque en mi tabla el plan vigente de 2015 a 2026 el volumen de gas a extraer es 27.39 miles de millones de pies cúbicos. Es el plan que tenemos ahorita vigente el que aprobamos en Ronda O, Julio, como lo comentas. Y esta modificación nos lleva a un planteamiento de 25.08, 25.1 que es como ustedes lo presentan aquí haciendo el redondeo. Entonces es un volumen menor, pero a un costo mucho mayor. Entonces bueno, el artículo 44 es claro, tiene que cumplir con las tres premisas y si vamos a aprobar un plan que no es mejor que el anterior habría que tener la explicación técnica de por qué. Seguramente hay algo ahí que ustedes nos pueden comentar.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Sí. De hecho, nada más ahí para clarificar lo que habría que también ver es cuál es la producción acumulada que se tiene en el intervalo de tiempo, porque si vemos la que dice modificación es a partir del 2019 a 2034. 2019 a 2034 tiene 25 miles de millones de pies cúbicos y el 27.39 es 2015 a 2026, pero ya tenemos producción acumulada a partir de 2015 a 2019 que se tendría que sumar a lo que tenemos del 25.08 para que entonces sí fuera comparable cuando menos la volumetría. Eso es lo que faltaría precisar en la tabla, solamente ver cuál es la producción acumulada que se tuvo en el periodo 2015 a 2019, agregárselo a 25.08 y que sería mucho mayor de lo que tendríamos en el plan, porque este perfil


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Hidrocarburos

del 27.39 se agotaba en 2015. Entonces lo único que hay que precisar, la producción acumulada en estos cuatro años.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Por eso no se puede comparar, porque no lo estamos comparando igual. Pero hay otra situación aquí. V vuelvo al original, es 387.2 miles de millones de pies cúbicos, ese es el volumen original. La producción al 1 de enero de 2019 son 251.9 que bien lo dijo el ingeniero Alan lsaak Barkley. Es un factor de recuperación de 64.85%. El gas remanente todavía para llegar a la reserva lP que es de 329.7 es mucho mayor que 25.08. ¿Por qué nada más 25.08? Y así sí es el dato del volumen original y la producción al 2019. Para ver la modificación, para ya no hacer discusiones del plan anterior. A ver, repito, 387.2 es el volumen de gas original. Hemos sacado 151.1 miles de millones de pies cúbicos. Lo remanente son 136.1 a enero de 2019 del total del gas. Pero si hacemos la cuenta con la reserva 1P, a lo mejor tengo mala la reserva lP, la reserva lP tengo aquí que es de 329.7. ¿Es correcto 329.7? Entonces pues hay más que 25.08 de reserva. ¿O qué dato está mal? No sé.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE MEDICIÓN, INGENIERA MARIANA SÁNCHEZ COLÍN.- No, de hecho el dato de 329.7 es el volumen original lP a 1 de enero.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ah, no es la reserva.

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE MEDICIÓN, INGENIERA MARIANA SÁNCHEZ COLÍN.- No es la reserva. La reserva lP es 16.9.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. Es que no hay volumen original lP, ni volumen original 2P ni 3P.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, hay un solo volumen original.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Esa es una confusión entonces. No hay que poner esos volúmenes originales sino la reserva 1P, porque ahí me confundió todo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- El volumen original como vemos es 329.7, es


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Hidrocarburos

único. Simplemente la división que se hace es por taxonomía como se ha presentado también en la cuantificación de reserva que lo hacen volumen original 1P, 2P y 3P, aunque volumen tácitamente es uno que aquí está asociado.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Entonces la reserva 1P cuánto es?

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE MEDICIÓN, INGENIERA MARIANA SÁNCHEZ COLÍN.- 16.9 bcf.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. Y entonces aquí el planteamiento es que van a ir por 2P y 3P, ¿verdad?

DIRECTORA DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE MEDICIÓN, INGENIERA MARIANA SÁNCHEZ COLÍN.- Van a ir por la 3P que son 25.08 a recuperar en la vigencia de la asignación.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ya queda claro.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Y nada más para contestar la anterior. Ya sacamos el cálculo que ya entre lo de 2015 a 2019 tuvo una producción acumulada de 12.6 miles de millones de pies cúbicos, lo cual se tendría que sumar a los 25.08, lo que da un total de 37.68, lo cual resulta mayor que el 27.39 que tenían en Ronda O. Alrededor son de 10,000 millones adicionales de lo que se tenía comparado con el plan anterior. Eso es lo que estaba faltando nada más para la precisión.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y creo que el primer punto del artículo 44 no solamente se refiere al volumen que eso ya quedó claro, sino también a la rentabilidad. Porque se puede sacar más volumen, pero la rentabilidad va para abajo. Entonces seguramente que ustedes ya lo analizaron y para mí está bien. Es maximizar el factor de recuperación en condiciones económicamente viables. Yo siempre lo digo al revés, hay que maximizar el valor de los hidrocarburos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Correcto. ¿Algún otro comentario Comisionados? Si, Comisionado Moreira.

ano de Gobierno Vigésima Séptima Sesión Extraordinaria 27 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Es lo que dijo aquí el Comisionado Martínez, lo de antes de impuestos y después de impuestos. O sea, el valor presente de la inversión son 25 millones de dólares más o menos en números cerrados y el valor presente neto es 37. Entonces tiene una utilidad aproximadamente del 50%, bueno, del 48%. Y luego a la hora de los impuestos se desaparece toda esa utilidad. O sea, realmente se baja al 4%. Entonces se está pagando el 96% de las utilidades de impuestos. Sí hay un foco rojo aquí porque es difícil entrar a este tipo de áreas con una tasa de impuestos calculada de esa manera. No nos toca a nosotros más que señalarlo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y bueno, quizá nada más como una reflexión es por eso de que tenemos pocos proyectos de gas con Pemex. ¿No? Teniendo estos números económicos a la vista, pues sí es poco factible que Pemex haga proyectos a nivel de gas mientras no haya un cambio fiscal para la parte de gas.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- No más cruzas el río que está ahí pegadito y entonces vas a pagar 25% sobre las utilidades. Entonces sería un número muy, muy diferente de esto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Así es. ¿Algún otro comentario Comisionados? Secretaria Ejecutiva, podría leer la propuesta de acuerdo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perdón.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A lo mejor para concluir todos los comentarios anteriores. Creo que hay que presentar las tablas de tal forma que pueda ser comparable para que cuando cualquiera quiera revisar, oye, ¿por qué la CNH aprueba un nuevo plan si parece ser como que no es el más adecuado? Si ponemos las tablas en la forma adecuada, creo que podemos ayudar a una fácil revisión de este tipo de documentos más adelante.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si, basarlo en un marco temporal y la omisión


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Hidrocarburos

fue la producción acumulada que se tenía de 2015 a 2019 y se parte de la presentación de la modificación. Faltaría el pasado digamos así.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK, gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Podemos hacer la corrección en el dictamen, ¿verdad? ¿Sí?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO CÉSAR TREJO MARTÍNEZ.- Si, complementar.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, sí, se complementa."

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

{


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0259-Campo Pandura.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 7, fracción 111 y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación A-0259-Campo Pandura.

, rgano de Gobierno Vigésima Séptima Sesión Extraordinaria 27 de mayo de 2019

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Hidrocarburos

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 18:13 horas del día 27 de mayo de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Vigésima Séptima 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.

1 --� A ma Amen; orresluna Comisionada

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

ar inez Romero omisionado

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado

Secretaria Ejecutiva


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l- · y dos para el incremental, en la 0056 tres y ocho y en la 0059 dos estudios y cuatro para el...

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