i. - gob.mx...omás bien de aceite y a veces se le llama crudo, tenemos que para el 2019 prácticamente las cifras_ a nivel 3P se mantienen. Hablamos ahí de 19 miles de millones de

Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

VIGÉSIMA PRIMERA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:25 horas del día 12 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 Primera 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 220.0277 /2019, de fecha 11 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 celebrar la sesión.

• Órgano de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019

1

i.

o


Hidrocarburos

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

(

1

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos consolida y

publica los valores de las Reservas lP, 2P y 3P de hidrocarburos de la

nación, al 1 de enero de 2019.

11.2 Acuerdo por el que la Comisión Nacional de Hidrocarburos instruye a la

Unidad Técnica de Extracción para que, por conducto de la Dirección

General de Medición, resuelva sobre las aprobaciones referidas en el

artículo 53 de los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de

Hidrocarburos.

11.3 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la solicitud de autorización de la empresa TGS AP

lnvestments AS para realizar actividades de reconocimiento y

exploración superficial en la modalidad que no incluye la adquisición de

datos de campo.


pronuncia sobre Plan de Exploración Presentado por Shandong and

Keruy Petroleum, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L03-

CS-02/2017.


pronuncia sobre el Plan de Exploración presentado por Shandong and

Keruy Petroleum, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L03-

CS-03/2017.


pronuncia sobre la modificación del Plan de Exploración presentado por

Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019

2

¡


Hidrocarburos

Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación AE-0042-SM

Agua Dulce-01.


pronuncia sobre la modificación del Plan de Exploración presentado por

Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación AE-0047-3M

Agua Dulce-06. SPV.


pronuncia sobre la solicitud de autorización para la perforación del pozo

exploratorio terrestre Rabasa-1001EXP.



exploratorio terrestre Vinik lEXP.



exploratorio terrestre Mayacaste-101 EXP.

11.11 Programa Anual de Capacitación 2019.

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos consolida y publica los valores de

las Reservas lP, 2P y 3P de hidrocarburos de la

nación, al 1 de enero de 2019.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva, con la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra al ingeniero César Alejandro Mar Álvarez, Director General de Reservas y Recuperación Avanzada.

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

Órgano de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019

3


Hidrocarburos

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

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- ¿Qué tal? Buenos días a todos Comisionada, Comisionados, Secretaria Ejecutiva. Pues el día de hoy vamos a presentar el procedimiento anual de reservas del año 2019, el cual les traemos al día de hoy en el análisis y los resultados. Como parte de este proceso, pues vamos a ver de manera general qué fue lo que ocurrió en este proceso de cuantificación y certificación al 1 de enero 2019, todo el análisis de la información que se tuvo, asimismo algunos indicadores de reservas y al final la solicitud al Órgano de Gobierno para la consolidación de reservas lP, 2P y 3P. La siguiente por favor.

Como parte del proceso de reservas, en este año tuvimos primero el aviso de cuantificación y certificación ya de cuatro operadores. Anteriormente solamente cuantificamos y certificamos a partir del proceso de reservas 2018 las reservas asociadas a los operadores como Petróleos Mexicanos, el caso de Eni y el caso de Hokchi que operan campos marinos y en este proceso del 2019 se sumaron a la consolidación de reservas dos asociaciones con Petróleos Mexicanos, las cuales operan el campo Ogarrio y el campo Cárdenas-Mora, el primero que es Ogarrio operado por la compañía Deutsche y el segundo por la Petrolera Cárdenas Mora. Ellos nos notificaron, la anterior por favor, nos notificaron sus avisos para dar inicio al procedimiento de cuantificación anual de reservas. También cabe mencionar que en este año en particular Petróleos Mexicanos tuvo una rotación de certificadores y abre un nuevo proceso de certificación o periodo de certificación de tres años con trabajos que le van a hacer a ellos. En este caso en particular, Petróleos Mexicanos optó por la modalidad de acuerdo a lineamiento de hacer una certificación parcial mayor al 40%, lo cual más o menos asciende a una certificación del 60% de la totalidad de sus reservas 3P. En el caso de las asociaciones, ellos sí hicieron la certificación del 100% del campo Ogarrio y del campo Cárdenas-Mora. En el caso de las compañías Eni y Hokchi, estos ya fueron previamente certificados el año pasado y al no haber modificaciones del plan mantienen su certificación de reservas.

rgano de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019

4

\ ¡_)


Hidrocarburos

Y posterior a eso, pues las compañías nos ingresaron sus informes de

revisión de todas las estimaciones más los reportes de los certificadores

con sus cartas de certificación. Nosotros comenzamos a revisar estos

análisis desde que nos ingresó la información a partir del mes de febrero

prácticamente durante todo el proceso hasta la consolidación de reservas.

Y también se tuvieron algunas reuniones de trabajo tanto con operadores

y certificadores por el mes de marzo para ir aclarando qué diferencias o

qué fue lo que estaban actualizando o estimando de acuerdo a los trabajos

de certificación. Y pues cabe mencionar también que para la consolidación

de reservas de este año es el primer año en donde vamos a hacer la

consolidación y la aprobación de reservas de lP, 2P y 3P de manera .. conjunta. En procesos pasados normalmente lo hacíamos primero por ahí

del mes de marzo hacíamos la consolidación de las reservas probadas que

son las lP y posteriormente en el mes de mayo hacíamos las 2P y 3P. Este

cambio en realidad se debe a los lineamientos y al ajuste que se hizo en la

publicación vigente para de alguna manera optimizar los procesos y poder

conjuntar toda la información en una sola exhibición. La siguiente por

favor.

Pues producto de esto nos dimos a la tarea de revisar y establecer unos

criterios que marca la regulación para comparar las estimaciones que

tienen los operadores tanto lo que reconocen los certificadores. Los

criterios son muy sencillos. Ahora tenemos que para las reservas probadas

hacemos la diferencia entre las estimaciones del operador con el

certificador que deben ser menor o igual al 10% para ser consolidadas de

manera automática y en el caso de 2P y 3P se hace a través del 20%. En

caso de que los porcentajes fuesen mayores a los mencionados, tenemos

unos criterios de tolerancia en donde para el caso de la lP tenemos una

tolerancia de 15 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y para

el caso de las 2P y 3P tenemos 50 millones de tolerancia y 75. De todos

modos estas tolerancias, aun así, aunque existan, se revisan y se dan las

aclaraciones y la justificación por parte de los operadores. Si existieran

tolerancias superiores a esto, les detona un procedimiento ya más

específico que se llama mecanismo de revisión y esas cifras quedarían pues

prácticamente condicionadas a una revisión de mayor detalle. La siguiente

por favor.


5

¿

Í¡


Hidrocarburos

Ahora, como parte de estas revisiones que les comentamos, observamos

que en las láminas obtenemos que por diferencias a nivel de petróleo

crudo equivalente en 1P todos los campos que revisamos con diferencias

mayores al 10% no sobrepasaron el límite de 15 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente en valores absolutos. Esto es en valores

absolutos porque normalmente a veces el operador tiene una estimación

mucho mayor y en otras ocasiones el certificador le ve más potencial a las

áreas. Por eso es que tenemos estas reuniones o sesiones de trabajo para

poder definir cuáles son las razones y se corren las tolerancias absolutas.

Regresando a la lámina en comento, la siguiente por favor.

Para el caso de la 2P es lo mismo y el criterio que se aplica a nivel de

mecanismo de tolerancia es aquellos que se pasaron del 20% también en

diferencia absoluta pues verificamos que no pasen ele esta tolerancia de 50

millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo cual se puede

mostrar ahí en las láminas que todo está dentro de estos rangos. Y

finalmente para las reservas 3P, el criterio aplica a nivel de tolerancia de 75

millones y a su vez también los campos que tuvieron esta diferencia mayor

al 20% pero que están dentro de la tolerancia de 75 millones pues

estuvieron dentro de los rangos. La siguiente por favor.

Y ya como parte de las cifras y lo que analizamos, aquí les presentamos lo

que es la evolución de las reservas. Como podemos observar, ahí en la

primera gráfica del lado izquierdo donde están las reservas de aceite crudo,

o más bien de aceite y a veces se le llama crudo, tenemos que para el 2019

prácticamente las cifras_ a nivel 3P se mantienen. Hablamos ahí de 19 miles

de millones de barriles y el año anterior traíamos 19.4. Para el caso del gas,

tenemos que la cifra de gas a nivel de 3P incrementó con un valor de 32.4

millones de millones de pies cúbicos de gas y el año anterior traíamos

alrededor de 30. Y para el caso del petróleo crudo equivalente, las cifras

prácticamente se mantuvieron en 25 miles de millones de barriles con unas

diferencias la verdad pues muy menores. Algo que también podemos

resaltar. Si nosotros podemos revisar las reservas probadas o iguales a la

1P, en los gráficos estamos viendo que respecto a los dos años anteriores

existe una disminución en el aceite, una disminución también que se

presenta en el gas y una disminución en el petróleo crudo equivalente. A

pesar de que en algunas categorías a nivel de probables o posibles hubo


6


Hidrocarburos

incrementos, las reservas probadas presentan una disminución respecto a

los dos años anteriores. La siguiente por favor.

Y aquí ya de manera de variación porcentual, tenemos las variaciones.

Entonces podemos observar que, para el caso de las reservas lP respecto

al año anterior, observamos que existe una disminución en el caso del

aceite de 6.2%. Para el caso del gas natural tenemos una disminución de

3.7% y para el caso del petróleo crudo equivalente de 6.9%. Para las

reservas 2P ya en el caso del aceite, disminuyen en 2.7% y en el caso

particular del gas se observa este incremento que es el que les comentaba

que es alrededor de 7.5% y en el petróleo crudo equivalente reduce 2%. Ya

posteriormente para las reservas 3P observamos una disminución en el

aceite de prácticamente 2%, que es 1.9%, y también se observa este

cambio o incremento en el gas de 7.8%. Y finalmente tenemos un

decremento que sería de 1.4% en el petróleo crudo equivalente respecto a

las cifras aprobadas el año pasado. La siguiente por favor.

Tenemos aquí una lámina donde nosotros mostramos la diversidad de los

campos y cómo están distribuidos de acuerdo en un ranking, primero en la

categoría lP, todo en petróleo crudo equivalente, posteriormente 2P y 3P.

Ahí en la lámina pueden observar que existen algunos campos, sobre todo

el campo Ku, Maloob, Zaap, Ayatsil, Akal y fue ingresado o incorporado a

la consolidación de reservas el campo lxachi el año pasado y ya figura entre

el ranking de los primeros campos principales en todas las categorías a

nivel lP, 2P y 3P. Y la diversidad que tenemos de campos pues

prácticamente en este ranking de principales los tenemos en aguas

someras, algunos todavía de gran interés en la parte terrestre que

pertenecen a las Cuencas de Sureste y pues cabe resaltar lxachi que

pertenece a la parte de Veracruz en tierra. La siguiente por favor.

Ya como parte de los descubrimientos que nos ingresaron como parte de

la consolidación de reservas, tenemos que en la parte del Golfo Profundo

con la perforación del delimitador del campo Doctus descubrió una arena

Wilcox-200, es decir, tuvo una incorporación adicional en un yacimiento

que no traía respecto a las incorporaciones pasadas, aunque ya el campo

había sido dado de alta con otros descubrimientos. Es decir que adicionó

un nuevo descubrimiento producto de las estimaciones y de la actividad

exploratoria de este año. Y además de eso tenemos que existen otros


7 ó


Hidrocarburos

descubrimientos pertenecientes a las Cuencas del Sureste, algunos de ellos

en la parte de aguas someras como es el caso de Cahua, el caso de Mulach

y Manik NW. Y en tierra tenemos que se tuvieron dos descubrimientos o

se están adicionando más bien incorporaciones por descubrimientos, en el

caso del campo Chacal y el caso del campo Cibix y observamos que en su

mayoría los descubrimientos pues prácticamente tuvieron yacimientos de

aceite y en algunos casos se identificaron algunos yacimientos de gas seco

o gas y condensado.

Ya a nivel de incorporaciones de reservas para este proceso tenemos que

a nivel de aceite la incorporación fue en total de 22.1 millones de barriles,

las incorporaciones de gas en lP fueron de 18.9 y las incorporaciones en

petróleo crudo equivalente de 25.6. Para el caso de las reservas 2P lograron

adicionar 75.8 millones de barriles, para las reservas de gas natural 182.6 y

para el petróleo crudo equivalente 105.4. Y finalmente ya hacia la parte de

las reservas 3P tenemos que se adicionaron volúmenes de 180.1 en el

aceite, 255.1 y en petróleo crudo equivalente 226.3. Todo esto es actividad

o producto de la actividad exploratoria que están adicionando volúmenes

a las reservas de la Nación. La siguiente por favor.

Nosotros posteriormente hacemos la revisión de cómo fueron las

variaciones de las reservas de manera general. Existen unos rubros para

ver cómo fueron estas variaciones ya sean a favor o en contra

considerando el efecto de la producción. Entonces a nivel lP, como

comentábamos. Estas disminuciones en realidad se deben a que la

producción que se tuvo en el periodo pasado o en el año pasado fue

prácticamente de 663 millones de barriles de aceite y las actividades tanto

de desarrollo como exploratorias no fueron lo suficiente para revertir la

restitución de las reservas. Es decir que tuvimos un efecto de la producción,

lo cual impactó en la disminución de las reservas en los porcentajes antes

mencionados. Este efecto se hizo lo mismo en el caso del gas que a pesar

de la incorporación y las reevaluaciones que se hicieron de algunos campos

en el caso de los que aportan más gas, pues de todos modos también tuvo

un efecto de disminución en la parte de las reservas probadas y por

consecuencia este efecto se tuvo hacia el petróleo crudo equivalente. Le

das la siguiente por favor.

rgano de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extraordinaria

8

(1\12 de abril de 2019

u


Hidrocarburos

Y en el caso ya de la revisión o las variaciones 2P, observamos que a nivel

de crudo, igual, se tiene un efecto todavía hacia la disminución de las

reservas, pero ya de manera particular en el gas esto se empieza a revertir

y empiezan a crecer debido a que todo lo que se adicionó a nivel de

reservas de gas pudo compensar ese efecto de la producción. Por eso

vimos que a nivel de las reservas 2P hubo un incremento a favor para el

caso de gas. Y ya a su vez en el caso de petróleo crudo equivalente, pues al

sumar ambos productos a líquidos pues se ve esta disminución, pero por

efecto del aceite. La siguiente por favor.

Y ya en el caso del 3P, igual, la disminución de las reservas de crudo pues

es la verdad no tan significativa como a nivel de las probadas. A nivel de

gas ya inclusive crece mucho más y gran parte de ese incremento se debe

a la reevaluación que tuvo el campo lxachi que es el que les comentaba que

adicionó más del 50% de ese volumen que se ve ahí de los 4,167.2

adicionales para las reservas de la Nación. Y posteriormente ya el efecto en

las reservas 3P pues vemos que se quedan alrededor de los 25 millones en

ambas cifras respecto al año anterior. La siguiente por favor.

Ya al platicar estas variaciones traducido a lo que llamamos nosotros los

indicadores de reservas, uno de ellos es la tasa de restitución y el objetivo

de la tasa de restitución no es otro más que ver de lo que se produce cuánto

podemos restituir producto de la actividad de desarrollo y exploratoria. Y

normalmente pues a nivel de visión de desarrollo y exploratoria lo que se

busca es pues poder, en otras palabras, restituir más del 100% en caso de

que se pueda o al menos recuperar lo que se está produciendo año con

año. Podemos observar que en el caso de la tasa de restitución integral a

nivel 1P pues no se logró cumplir con el 100%. De hecho, a nivel de aceite

se queda por alrededor de los 40%, en el caso del gas por ahí de 80% y en

el petróleo crudo equivalente de 36%. Y ya en el caso de las 2P, pues

observamos que en el caso del aceite anda alrededor casi de los 50%, pero

en el gas sí ya se logra este reemplazo de los volúmenes superior al 100%,

que en este caso son 181%. Y este mismo efecto, como les comentaba, se

ve inclusive ya a nivel del 200% o más del 200% en el gas, que esto nos

refleja ese incremento que estamos presentando en las reservas 2P y 3P

de gas del país. Posteriormente, se hace otro cálculo en cuanto a la tasa de

restitución por descubrimientos que es igual, que de lo que se incorporó,

cuánto representa de lo que se produce. Y sin embargo observamos que


9

l

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Hidrocarburos

{

los valores en este proceso pues fueron mucho menores en años pasados

producto de esta actividad exploratoria. Sin embargo, pues se continúa los

esfuerzos por seguir haciendo, pues ir identificando más prospectos y en

su momento irlos madurando, descubrir los yacimientos que están ahí,

evaluar ese potencial y en algún momento pudieran convertirse inclusive

en reservas y producción para el país. La siguiente por favor.

Y hablemos de otro indicador que es la relación reserva-producción. Esto

no es más que el cociente de las reservas que se tuvieron respecto a la

producción del año anterior y lo que observamos es que a nivel 1P

prácticamente los indicadores son muy similares a los del año pasado. Es

decir que tendríamos en caso de que ya no se tuvieran actividades de

desarrollo, no se tuviera nada en exploración y únicamente nos

dedicáramos a extraer las reservas 1P del país, tendríamos reservas en

aceite para prácticamente 9 años, en el caso de gas para 5 y en el caso de

petróleo crudo equivalente en 8. Este indicador en realidad es muy

dinámico porque todo el tiempo se está haciendo actividad exploratoria y

de desarrollo. Entonces cada año vamos extendiendo estos indicadores y

únicamente es una visión de una fecha específica. Y ya para el caso de las

2P y 3P, observamos que prácticamente va incrementando al doble y al

triple este indicador respecto a los años que se tendrían al ritmo de

producción que se tiene al día de hoy. La siguiente por favor.

Y finalmente a nivel de resumen, pues como les comentaba. Producto de

las asociaciones que se dieron entre Petróleos Mexicanos y las compañías

Deutsche y Petrolera Cárdenas Mora en los campos Ogarrio y Cárdenas

Mora, tuvieron un incremento a la hora de reevaluar los volúmenes de

reserva en 1P de 11.7, en la 2P adicionaron 28.7 y en la 3P, 36.1 sin

considerar los efectos de la producción. Es decir que le están viendo más

potencial producto de su nueva cisión y lo que reevaluaron en las áreas

producto de estas asociaciones con Petróleos Mexicanos que venía

operando anteriormente pues el operador del Estado. Y en el caso de los

descubrimientos, como ya se los habíamos mencionado, pues los

descubrimientos reportados fueron Doctus, Cahua, Chocol, Cibix, Mulach

y Manik NW, los cuales incorporaron reservas de aceite y gas en reservas

1P de 22.1, en reservas 2P de 71.8, en reservas 3P de 180.1 millones de

barriles y para el caso del gas fueron de 18.9, volúmenes adicionales en 2P

J

''ª"° de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019

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Hidrocarburos

{

de 182.6 y a nivel de 3P en 255.1. Esto es sin considerar lxachi que les comentaba que él fue reevaluado y ya había sido descubierto.

Y algo bien curioso es que el campo lxachi ya en esta reevaluación que tuvo de los volúmenes que tenía el año pasado adicionó a nivel de lP 788.6 miles de millones de pies cúbicos. En el caso de 2P adicionó 2,153 miles de millones de pies cúbicos y finalmente para las 3P 2,783 miles de millones de pies cúbicos. Por esto se ve ese efecto en el incremento también de las reservas a nivel de gas en 2P y 3P. Y finalmente pues tuvimos también unas revisiones de otros campos en la parte de las aguas someras y en el caso del campo Xanab pues tuvo lamentablemente una disminución de reservas producto de que el flujo fracciona! del agua ya es muy alto en el campo. Se perforaron algunos pozos que tuvieron también pues menores capacidades de flujo y se tuvo que reevaluar y reinterpretar nuevamente todo el modelo estructural y lo cual provocó una disminución en el caso de lP para el aceite de 54.9, en el caso de la 2P de 160.1 millones de barriles y en el caso del 3P de 156.9 millones de barriles. Y así como estos ejemplos resumidos, pues hacemos una revisión general de muchas más áreas. Ahorita producto de la presentación pues no se exponen por los tiempos, pero prácticamente los resultados que tuvimos son los siguientes.

Y como les comentaba, ya para las reservas lo que se propone para la consolidación de lP, 2P y 3P, tenemos que en el caso de las cifras de aceite serían 6,065.9. En el caso de las cifras de gas lP 9,654.4 y en el caso de la cifra de petróleo crudo equivalente 7,897.3. Ya para las reservas 2P, en el caso de aceite tendríamos 11,945, en el caso de las cifras de gas 20,824.4 y en el caso del PCE 15,836.2. Y finalmente para las reservas 3P que abarcan todo, en el caso del gas tendríamos 19,046.9, perdón, en el caso de aceite. En el caso del gas 32,367.6 y finalmente en petróleo crudo equivalente 25,106.1. Y pues estamos abiertos a sus comentarios.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchísimas gracias, muy buena explicación. ¿Algún comentario? Por favor Comisionado ponente, Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias doctora Alma América. Pues primero comentarles que este es el ejercicio de consolidación de reservas que cada año hace la Comisión Nacional de Hidrocarburos por una cuestión de mandato de ley y tenemos que publicar


11

o

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Hidrocarburos

también estos valores de reserva 1P, 2P, 3P para la Nación en este caso al 1 de enero de 2019. O sea, son todo el reflejo de toda la actividad del año 2018. Pues ya se comentó que estas reservas que estamos planteando corresponden fundamentalmente a Petróleos Mexicanos, pero también ya hay algunos particulares como Hokchi, Eni, Deutsche y la Petrolera Cárdenas Mora.

Esta parte de la consolidación primero tiene que ver con la revisión de los informes de todos los operadores. Eso constituye del orden de más o menos 700 campos a nivel nacional que son de más de 1,000 yacimientos. Es una gran cantidad de información. Después, como se dijo en algunos casos en los que hubiera algunas dudas, se generan reuniones de trabajo. En este caso fueron del orden de nueve reuniones con los terceros, pero también al interior hicimos reuniones incluyendo a los Comisionados en varias ocasiones. Todo esto pues significa un gran trabajo y me permito felicitar al área, a la Dirección General de Reservas y Recuperación Avanzada con el liderazgo de César Alejandro Mar Álvarez, él es el Director General, pero también a todos los ingenieros que participan. Por ejemplo, el ingeniero Manuel Aguilar, el ingeniero Daniel González, el maestro Gelacio Martín. Pero también gente que no está aquí presente como Salvador Macías, la ingeniera Verónica Cruz, el ingeniero Fidel Juárez, la ingeniera Paulina Anaid y el ingeniero Eduardo Simón. Muchas gracias por1 todo ese esfuerzo que no es menor.

Por otro lado, también enfatizar que las reserva son dinámicas, es una fotografía al año, al inicio de este año. Por eso se plantea al 1 de enero de 2019. Hay una gran área de oportunidad en nuestros yacimientos en los que ya están descubiertos que involucran nuevos métodos, por ejemplo, de recuperación secundaria, la aplicación de métodos de recuperación secundaria. Hay una gran ventana de oportunidad dado que hemos en México en forma general solamente producido menos del 30% de todo el volumen original de hidrocarburos. Pero también está el advenimiento de nuevas tecnologías, pero también la eficiencia en los procesos que ejecutan los operadores, porque las reservas son dependientes no solamente de las cuestiones petrofísicas, de volumen de fluidos o de la calidad, sino también son función de los precios de los hidrocarburos, pero también de los costos de producción. Entonces en la medida que esos procesos se puedan eficientar pues las reservas también van creciendo.

Vigésima Primera Sesión Extraordinaria

12

12 deabcU de 2019 J'


Hidrocarburos

Con eso termino mi intervención y estamos a la orden en cualquier comentario. Muchas gracias doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias Comisionado y también felicidades al Comisionado ponente. Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo me quedé o me quedó una inquietud que es si la producción baja, la producción de petróleo baja o la producción de gas baja, ciertos indicadores se ven mejor. Obviamenteduran más tiempo, la relación reservas a producción mejora, el número deaños que van a durar mejora y entonces como que estamos lanzando laseñal de que vamos bien cuando en realidad está bajando la producción.Entonces no sé si se pudiera pensar, no tengo ninguna propuesta, en algúnindicador que represente más bien qué tanto estamos satisfaciendo lasnecesidades de la Nación. No sé si me explique. ¿sí? Porque si no pues dala impresión. Vean ustedes los datos. O sea, dicen ustedes, bueno, van adurar 9 años. Pues sí, 9 años si seguimos importando porque ya no estamosgastando nuestras reservas. Entonces no sé si valdría la pena sentarse ypensar otro tipo de indicadores. Quizá el indicador más importante esreposición de reservas, pero no tengo nada que proponer. Nomás mequeda la inquietud de que, pues no sé, de que tenemos que pensar estocon un poquito más de claridad.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- De hecho, se pueden adicionar algunos indicadores, hay muchos más, como bien lo comenta. Cuando se analiza lo que conocemos como el balance, que son las láminas que presentamos en los rubros de lo que se hace por actividades de delimitaciones, desarrollo, cuando se revisan o reevalúan los campos, sin considerar el efecto de la producción, es donde se tiene o se puede evaluar estos volúmenes adicionales o al decremento. Ya de alguna manera al considerar lo que sí se produce pues surge este efecto. Todo eso sí está contenido dentro del cálculo de las tasas de restitución, pero si nosotros lo viéramos como un análisis fraccionado es donde podríamos tener sin el efecto de la producción realmente cuánto es lo que se está adicionando en volúmenes a nivel nacional o se están digamos que disminuyendo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor Comisionado.


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d.

o


Hidrocarburos

t

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Tuvimos varias discusiones con respecto a esos indicadores en las reuniones de trabajo y precisamente este indicador relación reserva-producción a veces puede engañar a la gente en general porque dicen el petróleo nos va a durar por 9.1 años. Pero esto está suponiendo que se va a producir al promedio anual diario del año pasado. Eso puede cambiar, pero es algo que normalmente se presenta con las reservas. Realmente no nos dice mucho porque si la producción va declinando pues eso va a cambiar. Pero imaginen por un momento la fotografía de todos los yacimientos con sus planes de extracción. Hay muchos yacimientos que van a durar 25 años, otros que van a durar 20 años, otros que van a durar 5 años. Entonces realmente la suma de todos esos perfiles de producción de todos los yacimientos, nos daría un perfil de la posible producción en los años que vienen. Si nosotros quisiéramos sacar todo el aceite en 9.1 años es imposible porque los yacimientos no tienen la capacidad de poder expulsar los fluidos. Entonces bueno, esos conceptos hay que tenerlos claros porque no nos alcanza para 9.1, nos va a alcanzar para más con toda la actividad exploratoria que se desarrolle más lo que decía, las tecnologías, recuperación secundaria y mejorada, pero es un número que generalmente siempre se presenta. Pero hay que tener mucho cuidado porque tiene esa suposición, que es simplemente una división de lo que se tiene de reserva en la fotografía del último día del año o el primer día de este año referente a la producción promedio anual del año pasado que fue más o menos de 1.8 millones de barriles por día. A lo mejor y creo que se ha hecho, ¿no? En la relación reserva-producción se especifica claramente qué significa, pero a lo mejor habría que explicar un poquito las implicaciones de una interpretación de que pues nada más tenemos para 9.1 años, lo cual es falso totalmente.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Sí Comisionado.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, para mí reservaproducción a los ojos digamos del público en general, mientras más alto el número, mejor, cuando no es así. Entonces yo creo que si lo que nosotros andamos buscando es una Nación autosuficiente a largo plazo quizá el número más relevante es no la reserva, sino la incorporación de nuevas reservas. Es el número que nos va a dar. Entonces no sé, olvídate, ni siquiera la tasa de restitución, sino es cuántas reservas nuevas tenemos ya sea por descubrimiento, por reclasificación, qué es nuevo. Eso es lo que


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realmente debemos estar observando. ¿Estamos incorporando más reserva? No el número de reservas, porque el número de reservas refleja y cuánto se usó, cuánto se produjo, sino cuánto nuevo tiene la Nación en términos de esas dos características. Entonces si en alguna parte, en alguna otra decir, a ver, cuánto incorporamos.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- Si, de hecho lo podríamos resaltar en las láminas anteriores donde vienen las barras de lo que nosotros llamamos balance. Normalmente lo adicional normalmente se da en la parte donde dice descubrimientos. O sea, después de las reservas del año anterior, se tienen algunos rubros que es como el caso de los descubrimientos. Ahí es normalmente donde se pone todo lo nuevo. Y como caso le comentaba lxachi que ya había sido previamente descubierto, pero tuvo volúmenes adicionales, se considera en la parte de revisiones. Pero esto es más menos, ¿no? A nivel nacional entonces algunos suben, otros bajan y ahí es donde sí podemos identificar de alguna manera cuánto fue lo adicional en cada categoría. Yo creo que es bueno el comentario y lo que podríamos es como que señalar o sacar estos extractos producto de este análisis para que quede muy claro qué es lo que se adiciona dentro de todo el proceso de reservas.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- O sea, tienes ahí siete columnas, pero creo que las columnas importantes son la dos, la tres, la cuatro y la cinco. Hay que quitar la seis porque depende de la producción y la siete que es una suma. Es decir, cuánto incorporamos y nos dejamos llevar por las columnas grandotas cuando lo importante son las columnas chiquitas. O sea, qué es realmente lo que estamos.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- Así es. Si fuéramos más específicos, eso en reservas se conoce como la variación neta, que quitamos las columnas de al lado y la producción y en realidad hablamos de cuánto fue lo adicional año con año y con gusto podemos tomar esta recomendación.

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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, perdón. No, que en realidad yo mi comentario iba un poco en donde ponen ustedes la variación de resultados. ¿No? La variación de las reservas que creo que está en otra lámina. Más adelante, más adelante, más.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- La que sigue.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- La que sigue, esta. Ahí, o sea, digamos a lo mejor no están todos los datos aquí en sumas y restas, pero finalmente quizá sí está lo más destacable. Y mi comentario iba precisamente en esto quizá como dice aquí el doctor Moreira, ¿no? Finalmente, lo más destacable es de que hubo una variación a la alza voy a poner en cuanto a las asociaciones en ese volumen que a mí me gustaría por ejemplo saber en qué porcentaje fue conforme lo que teníamos anteriormente de reserva 1P, 2P, 3P en las asociaciones. O sea, no sé cuánto subió en porcentaje, pero es un dato que ustedes nos están dando en volumen.

Después está los descubrimientos que se tienen que, por cierto, no le cambiemos aquí. Si nosotros vemos esta parte, aquí lo que es destacable estos descubrimientos aquí tenemos cuando menos uno, dos, tres, cuatro, cinco de los 20 descubrimientos que anunció Petróleos Mexicanos. Que por cierto los demás, o sea menos uno o dos, son los que ya nos había certificado en los años anteriores de los 20 que va a presentar sus planes y aquí están otros tantos que ya está certificando. Pero vean los volúmenes en cuanto a sus reservas, en cuanto a volúmenes de aceite y gas y después dice aquí las variaciones en cuestión de lxachi que es otro de los que ya había certificando pero está reevaluando y vean el volumen en cuanto al gas que están subiendo. Entonces aquí está un poco el resumen, ¿no? Lo que decía el doctor.

Sin embargo, lo que se podría destacar aquí es de que si nosotros sumamos el 1P de los contratistas que es 11. Bueno, vámonos al 2P para que sea más, o sea, que son alrededor de 30 más 71. O sea, sería 100 millones de barrilesen cuanto a aceite en 2P es lo que da tanto en asociaciones o reevaluacióncomo descubrimientos en cuatro que está manejando en descubrimiento,bueno, más Doctus. Pero está bajando en cuanto a volumen 2P 160 enXanab, entonces ahí es cuando se ve un balance hacia la baja, ¿no? Y esos


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son los principales, pero hay que ver todos los chiquitos. ¿Pero por qué baja? Porque pues hay unas variaciones a la baja que están impactando. Aunque haya descubrimientos y haya reevaluaciones a la alza, finalmente hay variaciones a la baja por campos importantes que teníamos que pues hubo. Pues aquí dice, ¿no? Los principales decrementos de reserva por revisiones que disminuyeron, ahí hubo entrada de agua y pues hubo una variación de 160 millones. Entonces no le alcanzó lo que hubo de entrada y el balance es negativo. ¿No? Digo, eso es y ahora hay que ver. En gas pues le ganó, o sea, lo positivo ganó. ¿5í? Entonces ahí es donde estamos viendo los resultados, ya no sumo porque ahí sí es el alza que tuvimos en balance sin meter producción pues sí fue muy a la alza porque afortunadamente se tuvo la reevaluación básicamente de lxachi, lo que nos está dando volúmenes adicionales de gas. Entonces esto es más o menos lo que usted está pidiendo, pero aquí está el resumen que nos podría servir.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- Perdón. Y de los 20 campos que comentaba la doctora, 19 de ellos están contabilizados. Prácticamente los empezaron a dar de alta en los inventarios de reservas del año 2015 a la fecha y solamente el campo Kobán es el único que no es parte de la consolidación de reservas.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Es decir que ya los hemos certificado.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- Así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, doctor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo creo que aquí tenemos dos asuntos al mismo tiempo. Uno es cumplir con la instrucción legal que tenemos de certificar las reservas ya consolidadas y la otra cosa es como que interpretar lo que los datos nos están diciendo, que la ley no nos está obligando, pero como organismo regulador sí es muy importante. Mira, por ejemplo, qué pasaría si nosotros agarramos lo que tú llamas variación neta. ¿No? Ahora, esa variación neta qué está pasando con los contratos, qué está pasando con las asociaciones y qué está pasando con Pemex. ¿De dónde están viniendo los cambios más importantes en la variación neta?


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Otra división es si yo lo viera por cuencas, en dónde se está dando este incremento o decremento. O sea, cómo se ve comparando lo que tú quieras, Tampico Misantla con Sureste. ¿En dónde está nuestra cosa? Y nosotros mismos pudiéramos irnos al siguiente paso, en dónde está la inversión exploratoria y cuánto nos está costando cada barril adicional. Nadie ahorita lo está pidiendo en términos legales, pero yo creo que sería muy importante para nosotros pues en términos de empezar a pensar en futuros desarrollos, en recomendaciones, etc.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- No y de hecho qué bueno que hace los comentarios, nosotros tomamos la recomendación. Sí podría darse esta distribución que también de alguna manera nosotros nos diera parte de esa estimación y con algunos criterios vamos medio identificando cómo se podría dar. Si recuerdan, hemos hecho anteriormente algunas publicaciones en donde está esta distribución de reservas ya sea por contratos, asociaciones, áreas del estado, inclusive las mismas cuencas. Derivado de todo este trabajo que se hace una vez consolidadas las cifras, podríamos traer una propuesta también para que vean cómo son estas distribuciones.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Dos preguntas. Nos espera una larga sesión, así es que seré breve. Hay áreas geográficas en el país que no han sido asignadas a Petróleos Mexicanos y tampoco han sido adjudicadas como consecuencia de un proceso de licitación ni a Pemex ni a ningún otro operador. ¿Hay algunas de estas áreas que tengan reportadas reservas? Es decir, ¿hay áreas que tengamos reportadas reservas respecto de las cuales no haya un operador?

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- Sí. De hecho, prácticamente todos los campos que quedaron hacia el Estado y que no fueron adjudicados siguen siendo cuantificados, pero por un transitorio que en su momento se especificó que Petróleos Mexicanos nos va a seguir haciendo las actualizaciones de esa cuantificación de reservas.


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COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿Ese transitorio cuándo termina o es así para siempre?

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- No, hasta que pierdan digamos que esa condición, que sean adjudicados. Mientras mantengan esa condición, Petróleos Mexicanos está obligado a hacer la cuantificación de esos volúmenes para el Estado.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-Aunque no haya operaciones petroleras, aunque no haya actividades petroleras.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.-Así es. O sea, lo hace a nivel de estimación nada más contractual.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Es que creo que es un dato interesante. Y el otro es qué porcentaje representan los recursos no convencionales cuando hablamos de reservas. Digamos, un dato que yo tengo muy fresco es que cuando hablas de recursos prospectivos o lo que está pendiente por descubrir, lo no convencional es arriba del 60%. ¿Qué porcentaje representa el recurso no convencional cuando se trata de reservas?

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.-De momento es muy bajo, de hecho no alcanza ni siquiera el 1%, porque en realidad únicamente se han hecho los descubrimientos y en su momento se dio la incorporación de que existía ese hidrocarburo que tenía potencial, pero todavía está digamos que en un estatus muy inicial, sobre todo en la parte exploratoria. Por eso se refiere mucho a que este porcentaje a nivel de potencial es mayor en la parte exploratoria y una vez que se vayan madurando y se empiecen a hacer los desarrollos de estas áreas, seguramente va a ir incrementando a nivel de reservas este porcentaje.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Bueno, pues yo concluyo digamos con mi conclusión a estas respuesta que me haces a los comentarios. Creo que es fundamental que en el país las áreas que están ociosas se pongan a trabajar ya sea por Pemex como asignatario o por


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Pemex o cualquier otro como adjudicatario de esas áreas, porque lo que es cierto es que la reserva tiene como sustento o debe tener como sustento un Plan de Desarrollo. Hay algunas excepciones previstas en nuestros lineamientos, pero digamos en el mundo una reserva tiene como sostén un Plan de Desarrollo para la Extracción. Entonces creo que estas áreas que hoy están en poder del Estado que no han sido asignadas a Pemex o que no han sido adjudicadas a Pemex o a un tercero, pues en el mediano y el largo plazo nos van a pegar en el número de la reserva, teniendo claro que hoy por hoy tenemos reservas que no tienen operador, lo cual pues es una cosa extraña por decir lo menos.

Yo creo que es fundamental, insisto, que como país tengamos claridad en la lectura de estas cifras - lo que dice el doctor Moreira es fundamental -pues porque no hay recetas mágicas. ¿No? O sea, si quieres reservas lo que tienes que hacer es explorar para que eventualmente descubras y para que eventualmente ese proyecto lo lleves hasta la fase extractiva. Entonces yo creo que es muy importante pues, insisto, que sea cual sea lo que se decida a nivel del Gobierno Federal pues se haga algo con estas áreas que están hoy ociosas y que en el mediano y largo plazo nos van a pegar en la cuantificación de reservas.

DIRECTOR GENERAL DE RESERVAS Y RECUPERACIÓN AVANZADA, INGENIERO CÉSAR ALEJANDRO MAR ÁLVAREZ.- Si, de hecho a nivel internacional - perdón - hay algunos criterios. No todos están establecidos dependiendo de las categorías, pero normalmente cuando se da de alta un campo o un descubrimiento o una incorporación a nivel de lP normalmente las cifras se mantienen, aunque no hubiese actividad, por regla 5 años. A nivel de 2P y 3P no queda tan específico, algunos lo manejan a nivel de 7-10 años e inclusive las 3P a lo mucho 15 años y van manteniendo estos volúmenes por estos criterios que ha manejado la industria, pero le digo que hay variaciones. Algunos son más restrictivos, otros no, y mantienen esos volúmenes por una periodicidad y una vez llegados esos años normalmente son reclasificados a contingentes en caso de que no tengan alguna actividad adicional o alguna actualización.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Un comentario o un dato más bien, un dato duro por los comentarios del licenciado Pimentel, del


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Comisionado Pimentel. En reservas 3P, el Estado tiene más de 100 millones de barriles, digo, para que tengamos una idea de qué significa esto. Y lo otro pues es la consideración de que lo más riesgoso es encontrar los hidrocarburos, ya que están ahí pues hay que aprovecharlos. Entonces si hay más, en reservas 3P más de 100 millones de barriles, pues sí sería muy adecuado el que pudieran empezar a buscarse los mecanismos para que pudieran extraerse esos hidrocarburos y pudieran ser de beneficio para el país.

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

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

RESOLUCIÓN CNH.E.21.001/19

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos consolida y publica los valores de las reservas lP, 2P y 3P de hidrocarburos de la Nación al 1 de enero de 2019.

ACUERDO CNH.E.21.001/19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 43, fracciones 1, incisos f) y g) y 11, inciso b) de la Ley de Hidrocarburos y 13, fracción V, inciso b. del

1/ Reglamento Interno de la Comisión Nacio_nal de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, aprobó la Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos consolida y publica los valores de las reservas lP, 2P y 3P de hidrocarburos de la Nación al 1 de enero de 2019.

r Órgano de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019 !)

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11.2 Acuerdo por el que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos instruye a la Unidad Técnica de

Extracción para que, por conducto de la Dirección

General de Medición, resuelva sobre las aprobaciones

referidas en el artículo 53 de los Lineamientos Técnicos

en materia de Medición de Hidrocarburos.

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

la venia de la Comisionada Parres, dio la palabra a la maestra Ana Bertha

González Moreno, Directora General de Medición.

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

términos que a continuación se transcriben:

"DIRECTORA GENERAL DE MEDICIÓN, MAESTRA AI\JA BERTHA GONZÁLEZ MORENO.- Si, muy buenas tardes Comisionados. El acuerdo que se está poniendo a su consideración tiene la finalidad de atender lo que es el artículo 53 de los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición. Si vamos a la siguiente lámina.

¿En qué consiste estas aprobaciones que dicen en los lineamientos técnicos? Considera básicamente cuatro rubros que tenemos que cubrir. La primera es la programación de modificación o reemplazo de los sistemas de medición, de sus elementos o del software relacionado con los mismos. El segundo son los cambios en las versiones del software utilizadas por el computador de flujo y de cualquier modificación o aliteración del mismo. El tercero es incluir o modificación de los equipos y procedimientos para la toma de muestras que influyen en la determinación de calidad y por último el cambio de responsable oficial. De este artículo de las aprobaciones se pone a consideración que vemos que del dos, el tres y el cuatro se pueden atender por parte de las áreas técnicas porque son elementos muy específicos, no siendo así el primero. Si vamos a la siguiente lámina vamos a ver en qué consiste realmente los sistemas de medición y qué es lo que estamos poniendo a su consideración en este rubro.


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Si nosotros vemos el diagrama, vemos lo que es un sistema que consiste en un elemento primario, un elemento secundario y un elemento terciario. El elemento primario es el que nos da el medidor tal cual, es el flujo, es el que nos da el volumen. ¿sí? Si vemos el elemento secundario, se basa en elementos como presión, temperatura o sensores que tengamos alrededor de las instrumentaciones, alrededor de los sistemas. Y el terciario es el computador que básicamente es el que nos calcula y tiene el software para el cálculo de volumen.

Es importante ver que cuando hablamos de una modificación o reemplazo hasta dónde va a llegar. Puede ser que solamente el que tenemos ahí por ejemplo es un medidor Coriolis, si me permites tantito el mouse. El elemento por ejemplo de este flujómetro puede ser a lo mejor el reemplazo de uno igual. ¿Por qué? Porque se requiere o porque se dañó. Entonces realmente no modifica en sí los sistemas de medición. Si en dado caso lo modificara, entonces lo que nosotros aprobamos en sesión de Órgano de Gobierno de todo el sistema, de todo el carrete considerando completamente quitarlo y volverlo a colocar, obviamente eso implicaría no solamente lo que evaluamos en los mecanismos de medición. Porque no sería lo mismo un Coriolis por ejemplo que si fuera un desplazamiento positivo y a lo mejor el carrete del sistema de lo que confluye es totalmente diferente o tendríamos que hacer adecuaciones al punto de medición, incluyendo el mismo punto de medición porque nosotros aprobamos los puntos de medición. Entonces eso se tendría que subir a sesión de Órgano de Gobierno. Entonces básicamente el punto uno es el que se tendría que dar un seguimiento por parte del área técnica de determinar en los Planes de Desarrollo qué fue lo que aprobó, qué fue lo que se evalúo y entonces poner a consideración cuando sea un cambio en los planes de desarrollo de lo que fue aprobado. Si vamos a la siguiente lámina.

Vamos a ver que en esta parte nosotros tendríamos que ver dentro de los sistemas de medición lo que manejamos en el artículo 42, 47, 56. Cuando se trate de cambios o actualizaciones de software es el 19, inciso V y 51. Cuando es la aprobación de los equipos y procedimientos de la toma de muestra de los 15 al 33 de los lineamientos o tratándose de un cambio de responsable oficial. En el caso de responsable oficial, porque también se maneja en los lineamientos a veces, nosotros revisamos las capacidades y las habilidades técnicas del responsable y en esto nos dan los certificados


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o la capacitación, en dónde fue y de qué consistió, si realmente tiene lashabilidades con esta parte. Esto es básicamente una parte de lo queveíamos o estamos considerando.

Hay una parte importante que nos hace notar es la parte de costos. La parte de costos, la revisión que se impacta o no impactó en el Plan de Desarrollo una variación en el costo por ese sistema o esa modificación que se pudo o se incluyó. Entonces también tendríamos que pedir opinión en este casoen nuestra parte técnica a la gente de evaluación económica que involucreun impacto en la modificación. Básicamente eso es lo que consiste elacuerdo. Cualquier comentario pues estamos a su disposición.

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

No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, adoptó el Acuerdo siguiente:


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 11, 111, y XXVII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 13, fracción XIV, 19, fracción XIV y 21, fracción XXVI del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano ele Gobierno, por unanimidad, emitió el Acuerdo por el que se instruye a la Unidad Técnica de Extracción para que, por conducto de la Dirección General de Medición, resuelva sobre las aprobaciones referidas en el artículo 53 de los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos.


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Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de

autorización de la empresa TGS AP lnvestments

AS para realizar actividades de reconocimiento y

exploración superficial en la modalidad que no

incluye la adquisición de datos de campo.

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.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Muchísimas gracias. Me da mucho gusto presentar a su consideración esta solicitud porque creo que es un paso adelante cuando estamos hablando de la parte de los ARES, de la exploración del área territorial mexicana. ¿Por qué es una cosa diferente a todos los ARES? Porque trae ya por ejemplo la compañía solicita autorización para crear un navegador de mapas de facies. Entonces estamos llegando a un proceso de integración de información previa y de información que hay en otros ARES y van a reprocesar e interpretar datos sísmicos 2D y datos de pozos en un área total de 596,155 km2

• Es prácticamente la mayor parte de las aguas territoriales mexicanas en el caso del Golfo de México y creo que esto equivale a ya la tercera parte de la superficie nacional. Entonces estamos hablando ya de un área muy grande que va a integrar los resultados de proyectos anteriores. Todavía no está integrando todos, pero es un paso hacia allá, hacia que tengamos la integración de toda la información y hacia que tengamos ya un navegador. Entonces creo que sí es muy interesante que lo analicen ustedes con consideración y para ya entrar al detalle técnico quisiera solicitarle a la Comisionada Parres autorización para pedirle al ingeniero Víctor Hernández de la Cruz, Director del área de la Unidad Técnica de Exploración que exponga el análisis que ha realizado en esta solicitud.


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

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- Buenos días Comisionada, Comisionados, compañeros de la Comisión y público que sigue la transmisión. Con la venia de la doctora Parres, voy a presentar la solicitud de autorización para llevar a cabo actividades de reconocimiento y exploración superficial de la compañía TGS para el proyecto denominado "Navegador de Mapas de Facies". Como parte de la relación cronológica, tenemos el siguiente esquema, el siguiente diagrama en donde la compañía TGS remite su solicitud de autorización el 28 de febrero. Se revisó la información y se realizó una prevención, la cual fue atendida el 27 de marzo y el día de hoy 12 de abril se somete a consideración del Órgano de Gobierno este proyecto.

Dentro del fundamento legal que sustenta la solicitud tenemos la Ley de Hidrocarburos, Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el Reglamento Interno de la Comisión, las Disposiciones Administrativas en Materia de Autorizaciones para el Reconocimiento y Exploración Superficial y considerando una modalidad para este proyecto que no incluye la adquisición de datos de campo. En cuanto a los detalles técnicos del proyecto, tenemos este proyecto se ubica, lo vemos en el polígono verde, en el Golfo de México en áreas someras y profundas e incluye un área de 577,187.5 km2

. El objetivo del presente proyecto es reprocesar información sísmica 2D y datos de pozos para obtener mapas de facies dentro de ... y estas interpretaciones se van a montar en el navegador de mapas de facies. Los objetivos geológicos corresponden a 18 unidades estratigráficas, 14 del Terciario y 4 del Mesozoico. La que sigue por favor.

Las tecnologías utilizadas. La solicitante contempla la utilización de algunas aplicaciones y software que tiene de la cual es dueña en cuanto a las patentes y para la parte de interpretación se va a utilizar software de la industria en el cual se va a llevar a cabo la interpretación y será montada en el navegador de mapas de facies. Tenemos 12 actividades principales dentro de la metodología y el mapeo de ambientes deposicionales contempla la inclusión de todos los resultados anteriores, terminando con la elaboración de un informe final y entrega de datos resultantes. En


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cuanto al cronograma de trabajo, la solicitante pretende llevarlo a cabo en 14 meses, iniciando como propuesta el 1 de mayo y culminando el 30 de junio del 2020. Los entregables corresponden a análisis de los pozos que van a utilizar. El ambiente es 18 mapas de ambientes deposicionales, gráficos estratigráficos incluyendo las columnas para porciones de las provincias petroleras incluidas, diagramas de bloques, interpretación sísmica y el informe final del proyecto.

En cuanto a los beneficios, tenemos diferentes beneficios. En cuanto a la interpretación estratigráfica detallada, se tiene también una interpretación robusta de los mapas, núcleos, bioestratigrafía y los datos sísmicos 2D incluidos. Se van a desarrollar o se va a tener una propuesta de esos ambientes de depósito. Pero como principal insumo tendríamos la oportunidad de tener la delimitación de elementos del sistema petrolero como son roca almacén,. roca sello y la roca generadora a mayor detalle utilizando información sísmica 2D y de pozos.

En cuanto a los elementos de evaluación que se tienen, tenemos el cumplimiento del artículo 18. En este caso la solicitante cumplió con los artículos 16 y 17 que son los requisitos que se necesitan para una autorización, el historial de cumplimiento, en donde se tienen 10 solicitudes y 8 autorizaciones. Las actividades a realizar en este proyecto incentivan el conocimiento del potencial petrolero del país' y también promueven la utilización de tecnologías adecuadas para la exploración de hidrocarburos. En cumplimiento al artículo 39, con este proyecto se pretende acelerar también el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país, utilizando tecnologías adecuadas para exploración y extracción de hidrocarburos y se promueven el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en beneficio del país. Con estos elementos de evaluación y con todos los elementos técnicos mostrados, la Dirección General de Autorizaciones de Exploración considera técnicamente viable el proyecto y lo pone a consideración del Órgano de Gobierno. Muchas gracias.

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


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COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias doctora Alma América. Es una pregunta relacionada con la revisión petrofísica. La revisión petrofísica la están basando en un permiso que tuvieron antes ellos, un ARES, el ARES-TGS-MX-15-6P1. Entonces ahí en ese otro ARES lo que utilizaron fue un producto que se llama LAS Plus y voy a leer lo que dice aquí. Dice, "se registrará el tamaño de la tubería de revestimiento y del orificio - es del agujero - para 182 pozos", que son 182 pozos exploratorios en el área. Y dice, "desde la superficie hasta la profundidad total con la intención de visualizar las profundidades de los intervalos entubados, ayudando con esto a descartar las mediciones incorrectas en los registros geofísicos utilizados, obteniendo un grupo de registros de alta calidad HQLD. Los datos de registros de alta calidad finales se almacenarán como archivos en el FMB", que es el navegador de mapas de facies para las siguientes etapas del proyecto. Y lo mismo, ya que tengan todo el estudio lo van a guardar ahí. Tengo dos preguntas.

La primera pregunta es cómo es que van, en función de las tuberías de revestimiento, a hacer una validación de si los registros geofísicos necesitan correcciones o no correcciones. Porque los registros geofísicos a veces se toman en agujero descubierto, seguramente hay muy pocos que se utilizan en agujero cubierto. Pero eso es la primera pregunta. Y la segunda, que a lo mejor es la más importante, es todo esto lo van a tener en su sistema, en el sistema FMB. ¿Cómo nos lo van a pasar a nosotros? ¿Nos van a pasar también el sistema FMB o vamos a tener que llegar a un acuerdo comercial con ellos? ¿Cuál es el planteamiento de este asunto?

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- En cuanto a la primera pregunta de la revisión de las tuberías, en ocasiones hay registros que se toman en agujero descubierto y otros en agujero entubado. Entonces la idea es que la solicitante revise precisamente cuáles registros fueron adquiridos y poder hacer las correcciones para obtener un set de registros - ¿cómo se llama? - de alta calidad ya con cierta certeza y seguridad para ser utilizados en la parte estratigráfica. Entonces esa revisión.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero eso es lo que no me queda claro. Cómo es que si yo voy a identificar las profundidades de


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asentamiento de tuberías de revestimiento me va a cambiar el registro eléctrico, el sónico, el neutrón, que fueron tomados en agujero descubierto. Los de agujero ya con TR posiblemente sean el CBL, pero eso no me está afectando nada petrofísico. Por eso es cuáles son los registros que de alguna forma afecten. Es una cuestión conceptual, no tanto de cómo lo hagan.

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- Y en cuanto a la segunda pregunta, el principal insumo que van a desarrollar ellos es la interpretación de la información sísmica 2D y también la interpretación de la información de registros. Todo eso lo van a conjuntar, lo vamos a tener también en formatos PDF, en formatos de imagen y todo eso va a servir para subirlo al navegador. Entonces el principal, digamos el principal entregable en este caso sería la interpretación tanto estratigráfica y esa interpretación estratigráfica llevarla a los mapas de las 18 unidades que se pretenden establecer.

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

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL, INGENIERO MARIO ALBERTO NAVARRO RODRÍGUEZ.- Buenas tardes. Para complementar un poco la respuesta también. Ese tipo de proyectos más que nada involucra interpretación, pero como dijo bien el doctor Moreira es la integración de mucha información. Y de ello, es precisamente que están utilizando datos·que provienen de otros proyectos previos de esta misma compañía. Ahí utilizan registros de pozos y lleva su propio proceso, así como la integración con interpretaciones que van a revisar sobre la información sísmica. Entonces es un proyecto de integración que lo van a colocar dentro de una plataforma de visualización y eso es lo que estarían entregando, tanto la plataforma como los datos. Informe separado, exactamente, los productos fueron separados de las interpretaciones.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y eso va a ser el producto para la CNH.


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DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL, INGENIERO MARIO ALBERTO NAVARRO RODRÍGUEZ.- Es parte del proyecto y esos son los productos que estaría entregando.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Perfecto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- A rní no me queda claro o más bien hay confusión en cuanto dice un gráfico, dice estratigráfico, dice conteniendo siete columnas estratigráficas, dice para una porción de las provincias petroleras, dice Burgos, Perdido, Tampico Misantla, Cordilleras Mexicanas, Cuencas del Sureste, Campeche, Cuencas de aguas profundas. O sea, están o repetidas o no están bien las provincias. ¿Sí están correctas? ¿Cuáles son las cuencas de aguas profundas y después cuál es la cuenca Perdido, o sea, Cordilleras Mexicanas? O sea, digo, si es aguas profundas pues ya contiene Cordilleras Mexicanas y Perdido. Falta, no sé, cuencas, a ver, si quieres explicar.

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- El área del proyecto contempla todo este polígono y lo que vemos aquí en color negro es la distribución de las diferentes provincias petroleras. Entonces lo que actualmente se denomina como Golfo de México Profundo es todo lo que vemos en este polígono. Entonces no considera el total de la provincia de Burgos, solamente una porción.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, nada más aguas profundas estaría bien.

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- Entonces una sola porción, de Tampico Misantla una porción, de Veracruz una porción y del Sureste otra porción. Entonces a eso se refiere con las columnas. El gráfico estratigráfico es ...

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, yo quisiera que me explicaran sobre aguas profundas. O sea, dice Cuencas de aguas profundas. O sea, ¿la Cuenca de aguas profundas cuál es? Ahí donde estábamos.


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DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- Es toda esta área, todo esto que tenemos aquí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y después la Cuenca de Perdido.

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- Y toda la provincia del Cinturón Plegado Perdido la tenemos por acá, incluida dentro.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, digo, está repetido. Es mi punto, ¿no? Y después dice Cordilleras Mexicanas.

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- También está por aquí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, digo, como que está revuelto pues, es mi punto. O sea, ¿por qué lo dije? No es por poner un examen, sino a mí se me hace que no está de manera explícita y después en el futuro puede haber una complicación para los entregables que nos estén dando. Yo creo que aquí sí hay que hacer una especificidad. O sea, porque entonces no nos van a entregar de Cuenca Salina del Istmo, supongo, algo específico. No está.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL, INGENIERO MARIO ALBERTO NAVARRO RODRÍGUEZ.- Si me permite ahondar. Básicamente lo que dicen es en base a la información que ellos tienen disponible y de las áreas que estarían analizando en función de los datos disponibles ya sea de pozos, de la información sísmica, complementando de los otros proyectos, van a definir las áreas en las cuales serían definidos estos mapas de facies. No abarcando todas las provincias geológicas, pero sí una gran importante parte.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Mi punto, y es un poco por la experiencia que tenemos, es que nos especifiquen de manera clara. O sea, no hacer la interpretación nosotros. ¿No? O sea, sino que tenemos que

-Ór-g-a n _o _d_e -Go-b-i e_rn_o _____ V_ige-_ s-i m_a_P_ri-m -er-a -Se-si_ó_n -Ex-tr-ao -r -d i-na-ri -a _____ 1_2_d_ e_a -br-il-d e_2_0_19 (

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Hidrocarburos

tener la especificidad por parte del solicitante qué es lo que nos van a entregar, no hacer nuestra interpretación. Porque digamos ya tenemos cierta experiencia en esto de que nos tienen que decir de manera muy clara. Igual yo tenía la misma pregunta que el doctor Martínez en el sentido del análisis de cada uno de los pozos. ¿Qué tipo de análisis? A mí no me queda, o sea, cuando dicen de manera general el análisis de cada uno de los pozos y es un entregable, o sea, puede ser todo, puede ser nada o puede ser lo que ya se tiene. ¿5í? Y si va a ser algo que ya se tiene pues no hay una transformación que se maneja. Igual yo tengo cuando nos explican de las tecnologías, con todo el respecto, las estaciones, dice navegador FMB lnteractive Petrophysics, todo lo que quieran. Después dice estaciones de trabajo. O sea, estaciones de trabajo creo que no podemos manejarlos como una parte de tecnología. O sea, yo creo que eso tenemos que tener mucho cuidado en qué vamos a llamar porque es una transformación tecnológica y la tecnológica es qué tipo de transformación van a hacer a lo que vamos a dar de inicio a lo que nos van a entregar y estación de trabajo como tal a mí me cuesta trabajo decir, bueno, utilizar una estación de trabajo pues tendrían que decirnos qué tipo de transformación van a hacer a la información de origen. O sea, yo lo digo un poco por ciertas experiencias que hemos traído en la parte de ARES y que nos expliquen muy bien el proceso de transformación de lo que se da a lo que se entrega y tener claridad en todo esto. Si doctor, perdón.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Nada más me gustaría tomar el primer punto donde realmente creo yo que lo que estamos viendo aquí son provincias petroleras y están revolviendo entre provincias geológicas y petroleras. ¿Verdad? Entonces Golfo de México Profundo es una provincia petrolera. Obviamente el área de Perdido está dentro de ello. Entonces separarlo directamente lo que es provincia petrolera y provincia geológica. Eso es uno.

Lo otro, sí, efectivamente en cuanto a qué es lo que realmente se va a hacer. Es una interpretación. Para llegar a un mapa de facies, sabemos que un mapa de facies viene de un análisis tanto de la parte sísmica que se tengan aquí como de pozos principalmente. Entonces el análisis que deben de llegar a hacer ellos hasta poder llegar como un mapa de facies es todo el análisis de registros por esas unidades estratigráfica que se dice. Es una


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Hidrocarburos

interpretación de cada uno de los registros de cada uno de los pozos,· hacer correlaciones. Es decir, tenemos un pozo aquí, tenemos otro pozo acá, ver qué vio este pozo y qué vio este otro en un estrato y poder correlacionar. De esa manera es la única manera de poder llegar a un mapa de facies como ellos lo están proponiendo. No más aquí para el público que no está muy familiarizado sí me gustaría más o menos explicarles que una facie es un cuerpo de roca que se puede aislar de cualquier otra por sus características propias, de litología, de tamaño de grano, de composición química y de composición biológica. Por ejemplo, un arrecife ya en roca es una facie arrecifa! que decimos. Entonces para llegar a estos mapas, entonces sí efectivamente los estudios principales vienen de los registros de pozos, obviamente los núcleos también que existan y análisis petrográfico, análisis de genético, etc.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias. Si, ingeniero Alcántara.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Yo quisiera comentar algo con respecto a los entregables del proyecto. Los entregables sí están de alguna manera bien definido qué es lo que se va a entregar y en cuanto al navegador, ese no es nada más simplemente la PC individual o el elemento hardware, sino que menciona claramente que este navegador se va a entregar a la CNH y que va a incluir una instalación en una PC y con ciertos requisitos mínimos de software para que este funcione y nos da claramente los sistemas operativos OS de Microsoft Windows, XP, Vista, etc. Características de capacidad del hardware, en fin, todos los elementos con lo que se va a poder leer toda esta información y dentro de la información, dentro de los datos interpretados que serán entregados a través de las aplicaciones de FMB, para cada uno de los pozos que están sirviendo de correlación junto con la sísmica 2D van a entregar la parte del nombre, cabeza, del pozo, su ubicación, su profundidad del tirante de agua, la profundidad total, van a hacer la estratigrafía interpretada de segundo y tercer orden, secuencias con estratigrafía, la parte de litoestratigrafía, la litología digital, el tipo de roca principal, cementos y modificadores, marcadores de núcleo y tuberías de revestimiento, ambiente de deposición principal, facies deposicionales asociadas, la paleobatimetría, el tiempo y profundidades calibradas para pozos que están vinculados


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Hidrocarburos

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precisamente a la sísmica. Entonces eso es para cada uno de los pozos que va a estar analizando esta compañía.

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO DE ACTIVIDADES DE RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL, INGENIERO MARIO ALBERTO NAVARRO RODRÍGUEZ.- Un comentario adicional es no hay que dejar de ver que precisamente el producto final es la interpretación mediante los mapas de facies, ese es el producto principal que estarían obteniendo como resultado de esta interpretación e integración de toda la información.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, doctor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, volvamos a los entregables. Hay que tener cuidado el cómo está expresado. Por ejemplo, aquí en los entregables en alguna parte se habla de 182 pozos, pero otro lado habla de 200. O sea, nada más hay que hacer que sean las mismas cifras. Pero los registros geofísicos de alta calidad y toda la demás información va a venir o va a ser posible visualizar bajo el software de ellos, pero más bien nosotros tenemos otros softwares que son los que debemos utilizar en forma general. Está bien si ellos nos dan el paquete y nos permiten utilizar, está bien, pero como que debemos ser homogéneos con toda la información que llega a la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Porque si al rato llega la compañía B y la compañía C y cada quien tiene su software y nos entregan solamente la información para visualizarlo en su software, aunque nos lo den en forma gratuita pues va a ser medio complicado después estar haciendo las interrelaciones. Entonces seguramente que también en los entregables en alguna parte hay que especificar que tienen que estar en cierto formato para que puedan ser visualizados en otro tipo de los sistemas que tenemos aquí en la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Digo, hay que tener nada más cuidado con ese punto.

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

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Cada compañía obviamente va a traer su software, su propio software. Creo que lo que podríamos pedir es que sea compatible con los softwares que esta Comisión use.


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Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Claro, ese es el punto.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Y yo nada más quisiera precisar con respecto al número de pozos. Ellos hicieron la solicitud al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos de 200 pozos efectivamente, pero nada más están disponible los 182, el resto todavía no están dentro de su periodo de entrega digamos en función de la fecha en que fueron terminados.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Eso también es otro comentario. Porque aquí dentro de los entregables de esta autorización incluyen los registros geofísicos de alta calidad, pero eso está en los entregables de otro ARES, entonces pues no habría qué aplicar, ¿no? A no ser que en este proyecto los registros de alta calidad del ARES anterior sean modificados.

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- Precisando el número de pozos, son 182 pozos. Se revisó toda la lista de los pozos solicitados y 182 son los que están disponibles. Salieron 18 pozos por tener confidencialidad.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Precisamente en la descripción de los entregables dice que por cada uno de los 200 pozos. Es lo que hay que tener cuidado, ¿no? Que sea congruente.

DIRECTOR DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN, INGENIERO VÍCTOR HERNÁNDEZ DE LA CRUZ.- Y en cuanto a los resultados, van a utilizar los resultados de un proyecto que tiene un nombre 9688, el proyecto 9688, y esos resultados los van a implementar. Ya no los van a reprocesar, los van a evaluar en cuanto a la calidad y los van a utilizar para comenzar a hacer las interpretaciones estratigráficas, incluyendo cronoestratigrafía, litoestratigrafía y algunos datos adicionales. Pero ese es más o menos el sentido.


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Hidrocarburos

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Hacemos esta corrección doctor, con mucho gusto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Igual de lo de las provincias, o sea, que quede claro cómo se va a entregar. O sea, qué tipo de mapas y en qué provincias para tener claro los entregables al final, lno? Porque eso es lo que se va a manejar, no podemos revolver. Si, doctor.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Yo el valor principal que le veo más allá de su parte digamos técnica es que hacer un navegador es como hacer un diccionario, te obliga a estandarizar y te obliga a juzgar diferentes definiciones. Entonces tener un navegador los va a obligar a cosas como la que menciona aquí la doctora, provincias petroleras. Si vemos nosotros documentos que se han producido en el área, a veces hablamos de provincias petroleras, a veces de provincias geológicas, a veces de subcuencas y entonces nosotros mismos estamos lanzando cosas que todas son correctas, pero confunden. Entonces a la hora en que tengas un navegador vas a tener que tener una definición muy exacta y muy correcta, sino tú solo te vas a enredar.

Hay muchos ejemplos de esto y por eso es importante el proceso de análisis y estandarización. Hay no menos de seis definiciones de gas natural y todo mundo pensamos que es lo mismo y no es porque en diferentes documentos quiere decir diferente cosa. Por eso el navegador nos va a obligar a eso, a definir cuáles son las provincias petroleras, cómo está la información, quién sabe qué y quizá no necesariamente vamos a estar de acuerdo, pero nos va a llevar a este proceso de cómo vamos a almacenar la información, porque ahorita tenemos diferentes ARES donde los hicieron diferentes compañías y pueden tener diferentes definiciones. Entonces este es un proceso que no va a acabar en este ARES, que se va a ir moviendo a un proceso de estandarización para su análisis.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Comentario, algún otro comentario? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Con mucho gusto. Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética;

r de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019

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Hidrocarburos

37 y 43, fracción 1, inciso a) de la Ley de Hidrocarburos; y 13, fracción XIII, inciso 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 la empresa TGS AP lnvestments AS. Perdón, todavía no es por unanimidad. Emitió la resolución por la que se autoriza a la empresa TGS AP lnvestments AS para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que no incluye la adquisición de datos en campo, en términos del artículo 15, fracción 11, de las Disposiciones Administrativas de Carácter General en Materia de Autorizaciones para el Reconocimiento y Exploración Superficial de Hidrocarburos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Con las correcciones que estaríamos ...

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Así es, atendiendo a los comentarios recibidos durante la sesión."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a la empresa TGS AP lnvestments AS para realizar actividades de reconocimiento y exploración superficial en la modalidad que no incluye la adquisición de datos de campo.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 37 y 43, fracción 1, inciso a} de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción XIII, inciso a. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución


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Hidrocarburos

por la que se autoriza a la empresa TGS AP lnvestments AS

para realizar actividades de reconocimiento y exploración

superficial en la modalidad que no incluye la adquisición de

datos de campo, en términos del artículo 15, fracción 11, de

las Disposiciones Administrativas de Carácter General en

materia de Autorizaciones para el Reconocimiento y

Exploración Superficial de Hidrocarburos.


Hidrocarburos se pronuncia sobre Plan de

Exploración Presentado por Shandong and Keruy

Petroleum, S.A. de C.V., relacionado con el

contrato CNH-R02-L03-CS--02/2017.


Hidrocarburos se pronuncia sobre el Plan de

Exploración presentado por Shandong and Keruy

Petroleum, S.A. de C.V., relacionado con el

contrato CNH-R02-L03-CS-·03/2017.

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

comentó que se tratarían de manera conjunta, ya que corresponden al

mismo contratista. A continuación, con 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 Hernández, por favor.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Buenas tardes. Buenas tardes a todos.

Órgano de Gobiern o Vigésima Primera Sesión Extraordinaria

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12 deabcil de 2019

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Hidrocarburos

Efectivamente como nos decía la Secretaria Ejecutiva, estos dos planes que presenta la compañía Shandong and Kerui Petroleum, S.A. de C.V. son contiguas, si le damos a la siguiente, ahí vamos a ver en el mapa justamente los dos bloques son los que están señalados aquí. Este del Sur es el bloque que conocemos como el bloque 10 y el del Norte es el bloque 11, entonces por eso es que se hace la solicitud para que los veamos de manera simultánea. Y bueno, el fundamento legal que utilizamos para procesar estos dictámenes de los planes son pues la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en la materia, además del reglamento de la Comisión y los propios lineamientos que regulan el proceso. Además, pues vemos por supuesto lo que está en el clausulado del contrato y todo eso lo revisamos. Entonces como veíamos, si regresan una por favor, veíamos esta área contractual se encuentra en el sur de Veracruz. No tiene vecinos colindantes, lo que sí tiene cercano es algunas áreas de exploración de Pemex, un área de extracción que es el campo Gasífero y hacia el Oriente algunos contratos que tienen que ver con la empresa Carso, pero colindantes como tal solamente entre ellos mismos. Ahora vamos a ver un poco más de detalles.

En la siguiente lo único que queremos reflejar es el proceso administrativo que seguimos. Ese proceso administrativo empezó en el tercer trimestre de 2018. Lo que hicimos fue interactuar con la compañía, determinamos la suficiencia de su información después de algunos alcances y a partir de febrero para acá, después del último alcance que tuvimos de información, es que elaboramos el dictamen y ahora por eso lo traemos aquí a presentarlo. Vamos a ver algunas láminas que son comunes, por ejemplo, esta que refiere al trámite administrativo, se refiere a los dos planes justamente porque siguieron el mismo caminito administrativo igualito, igualito. Entonces por eso es que en este caso ·1a lámina es válida para los dos contratos.

En la siguiente ahora sí quiero poner un poco en contexto los antecedentes exploratorios del área. Los dos polígonos de las áreas contractuales que estamos viendo son este que está en rojo y este que está en amarillo, aquí vemos reflejada la información sísmica 2D que existe en el área. El área está, como les decía, en el sur de Veracruz entre los límites de un par de municipios que es San Juan Evangelista y Jesús Carranza, más o menos en las cercanías de Acayucan. Estamos en las Cuencas del Sureste todavía,


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Hidrocarburos

particularmente en la porción de la Cuenca Salina del Istmo, la parte más

al sur de la Cuenca Salina del Istmo. Como les decía, ya hay algunos

estudios exploratorios, hay estudios sísmicos 2D. No existen pozos

perforados en esta área del Sur de esta que está con el polígono amarillo y

en el área del Norte, la roja, ahí sí existe un pozo perforado que está

marcado con este puntito azul. Ese puntito azul hace referencia a un pozo

que se llama Julie-1 que fue perforado en 1908 con una profundidad

alcanzó los 550 metros aproximadamente y topó con un cuerpo de sal y

por eso lo taponaron y ahora está pues abandonado efectivamente. Las

áreas son más o menos del mismo tamaño. El área del Sur mide, perdón,

el área CS-02 que es justamente la del Sur mide 247, casi 248 km2. El área

del Norte es un poquito menor, 215 km2 aproximadamente, y son áreas

que no tienen mayor relieve. Están cuando mucho a 80 metros sobre el

nivel del mar.

Ahora sí me voy a enfocar en la siguiente en lo que tiene que ver con el

área CS-02 que es justamente el área contractual 10. Esta área pues de

acuerdo con la cadena de valor en la fase exploratoria se encuentra

justamente en la parte de evaluación del potencial y eventualmente

llegaría a la incorporación de reservas en caso de seI' exitosos los pozos que

está planteando perforar la compañía. Entonces el objetivo del plan como

tal es evaluar el potencial en los intervalos del Terciario que son los

prospectivos del área a nivel Neógeno y Paleógeno, además de adquirir

información geofísica 3D que sustente sus trabajos, los estudios

exploratorios y la perforación de dos prospectos en esa área. Las unidades

de trabajo por contrato tienen un compromiso mínimo de 2,800 unidades

y el contratista en la licitación hizo una oferta adicional por 12,400, por lo

tanto, el compromiso del contrato es de 15,200 unidades de trabajo, lo que

debería cubrir en la fase exploratoria.

En la que sigue vemos ya algunas particularidades de lo que se estaría

haciendo. El contratista, no, la anterior por favor. El contratista propone

hacer la adquisición de dos cubos sísmicos que están diferenciados aquí

con estos colores verde y morado, uno de 39 km y otro de 56 km - el más

pequeño es el de la parte occidental de 39 km -- y después de eso se

desencadenarían una serie de estudios exploratorios. La revisión e

interpretación de la sísmica que ya existe por supuesto, los análisis

geológicos regionales, la evaluación de plays, estudios sedimentológicos


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Hidrocarburos

hasta llegar a los modelos estáticos y los VCD que sustentarían la perforación de los pozos. Entonces para complementar la información 2D que son estas líneas grises que aparecen por todas partes, estarían haciendo estos estudios sísmicos en esa área, sísmica 3D.

En la que sigue les muestro dónde está la localización de los prospectos que están ellos documentando. De momento ellos los nombraron Loc-1 y Loc-2 como localizaciones, en el dictamen expresamos que tendrán que ceñirse a la regulación de pozos por supuesto, y la intención de esas perforaciones pues por supuesto es confirmar la presencia de hidrocarburos a nivel en este caso del Mioceno Medio e Inferior para la localización 1 que, como ven ustedes, cae justamente en uno de los polígonos que van a hacer de sísmica y Loc-2 cae en el otro polígono en el que van a hacer sísmica. Los objetivos geológicos son relativamente someros, 975, 1,500 metros más o menos. La probabilidad geológica es del 25%. El mayor riesgo que están visualizando, perdón, aquí en esta área -disculpen - es la sincronía de los eventos porque efectivamente se conoce que el sistema petrolero, la roca generadora existe en el área, las trampas parece que están por la dinámica salina que hay en la zona, tiene mayor riesgo la parte de la sincronía.

Para el prospecto Loc-2 tiene objetivos un poco más profundos, casi hasta 2,300 metros y uno más profundo todavía hasta 4,500 metros que van hasta el Eoceno. Ahí en esta perforación van a investigar muy buena parte de la columna Terciaria que vale la pena decir o resaltar que en esta área la columna del Cenozoico, del Terciario, es bastante potente, no es menor. La probabilidad geológica es muy parecida. Rápidamente vamos a ver nada más unas imágenes de cómo están localizados estos prospectos para darles una referencia de cuál es pues el concepto que está persiguiendo la compañía en el área no solamente en esta, sino en la otra. Lo que ven ustedes aquí con morado pues evidentemente son los domos salinos que están en el área que caracterizan justamente a la Cuenca Salina y lo que están viendo aquí en el Loc-1 que es esta proyección son los objetivos a nivel de Mioceno que esperan encontrar estas trampas combinadas que son estratigráficas, pero además contra la sal. En el Loc-2, como veíamos, es un pozo que va más profundo a investigar niveles hasta el Eoceno, pero en todos los casos están proponiendo justamente ver cuál es la trampa ,... contra la parte salina. Entonces por eso también es muy relevante la

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Hidrocarburos

información sísmica que ellos obtengan porque les va a permitir configurar de mejor forma estos cuerpos salinos, porque recuerden aquí solamente hay información 2D todavía.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Esas líneas son 2D.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Estas líneas son 2D. La información que veíamos era de una línea 2D. Perdón. Este Plan de Exploración lo que ven ustedes aquí es el cronograma de actividades. Este cronograma de actividades pues refleja justamente cómo va a ir operando el contratista. La adquisición de la sísmica es lo que va a ir haciendo. Algunos estudios exploratorios por supuesto ya los inició porque está permitido por contrato y una vez que termine de hacer la actividad de adquisición sísmica empezarán a desencadenarse los estudios exploratorios y a su vez también empezarán la perforación de los pozos. El primer cubo sísmico que se adquiere que es a finales de este año le da sustento a la perforación de Loc-1. Después hacen la sísmica de la segunda área que es donde perforaríanel Loc-2 que, como ven ustedes, toma más tiempo porque es un pozo másprofundo y a su vez pues se van también dando algunos estudios derivadosde los resultados o de las muestras que se obtengan de la perforación delos pozos. Entonces así es como está calendarizado las actividades quetiene el contratista presentadas.

Aquí en esta tabla que ustedes ven sumamente exhaustiva lo que refleja es las unidades de trabajo. Las unidades de trabajo que están disgregadas por actividad desde la perforación de los pozos, los registros que va a tomar, la actividad sísmica, todo lo que· cuenta en el contrato de manera que tenemos poco más de 21,000 unidades de trabajo que, si recuerdan, habíamos dicho que el contrato trae 15,200. Por lo tanto, este es otro de los ejemplos en donde la compañía pues está superando la actividad que estaba comprometida. Por supuesto, este es el plan de la información que tomarían, los estudios que haría, después ya veríamos la parte de la acreditación conforme vayan sucediendo las actividades.

Ahora, en la que sigue pues nada más para comentarles que los programas asociados que tiene el plan vimos su cumplimiento del Programa de Contenido Nacional. La Secretaría de Economía nos dio su opinión favorable respecto de ese programa. También nos dio su opinión favorable


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Comisión Nacional de Hidrocarburos

respecto del Programa de Transferencia Tecnológica. En cuanto a la ASEA

pues también nos dijo que está en trámite ya su CURR. Ya el contratista, de

hecho ayer, nos mandó una fotografía. Ya no forma parte del expediente

de que ya tenía este trámite finalizado, pero ya está avanzando también

con la ASEA.

Ahora bien, respecto a las inversiones, ¿cómo están? Pues siempre que

vemos casos de este tipo en donde están involucradas perforaciones de

pozos, la perforación se lleva una gran parte de la inversión. En este caso

el 71% de la inversión va para la perforación de pozos. El total de este plan

estaría teniendo una inversión cercana a los 26.7 millones de dólares, una

buena parte se va por supuesto en la parte de geología y geofísica por la

adquisición. Aquí no se ve, pero esta parte negra es la geofísica. Pero la

mayoría va para la perforación de pozos entre 2019 y 2021 que es lo que

permite el contrato, esta primera fase exploratoria.

Y bueno, como conclusiones entonces de esta área, particularmente del

área que quedaba al Sur, pues vemos que lo que intentan ellos o lo que

proponen ellos a través de estas actividades que plasman en su Plan de

Exploración es evaluar el potencial petrolero corroborando el

funcionamiento justamente del sistema, del sistema petrolero,

identificando zonas potenciales de contener esos hidrocarburos. Vemos

que las tecnologías que están plasmando pues son las correctas de acuerdo

con la fase exploratoria en la que nos encontramos y pues claramente estos

estudios redundarían en reducir la incertidumbre geológica del área y

precisar el riesgo exploratorio. Como veíamos, son poco más de 21,000

unidades de trabajo las que cumplirían, por lo tanto, lo vemos bien.

Ahora me voy a permitir continuar con la exposición del bloque que queda

al Norte de este que acabamos de ver. De manera análoga, también está

en una misma fase de evaluación del potencial petrolero y eventualmente

llegaría a la incorporación de reservas también si tuvieran éxito. También

ellos están planteando de una manera muy parecida buscar los intervalos

del Neógeno y Paleógeno. También van a adquirir información geofísica,

van a hacer estudios exploratorios y van a perforar también dos

prospectos. Aquí las unidades de trabajo son 2,500 por Programa Mínimo,

el incremento durante la licitación fue de 13,000, por lo tanto son 15,500

unidades de trabajo las que están comprometidas por contrato.


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Hidrocarburos

Ahora bien, el área en la que sigue vemos que también tiene considerados

dos bloques para hacer sísmica 3D, este bloque que queda en la parte Sur

y un bloque que queda en la parte Norte son dos bloques que adquirirán

sísmica de 45 km2 y 40 km2 • De la misma forma después o adicional a la

obtención de la información sísmica, se hará la revisión de la misma, el

análisis geológico regional, la evaluación de los plays y los estudios que

deriven en la perforación de los pozos finalmente.

En la que sigue vemos dónde están localizados estos pozos o estas

propuestas de perforación. Vemos que aquí está el Loc-1 y Loc-2

justamente también coincidentes con las áreas donde van a recolectar la

sísmica. Los objetivos geológicos aquí también son para el Mioceno Medio

para el Loc-1 con 418 metros de profundidad. Son objetivos muy someros

que podrá de repente parecernos no sé si muy extraño, pero sí un poco

peculiar. No obstante, hay registros de que los campos que quedan

cercanos a esa zona son campos que producen en estos intervalos y a esas

zonas, entonces no es de sorprenderse digamos. Loc-2 va un poco más

profundo, va al Oligoceno, por lo tanto, entonces va más profundo, va a

1,746. Entonces aquí es donde les decía que estaba este pozo Julie-1. Toda

esta zona, ahorita lo vamos a ver en las imágenes, está afectada por domos

salinos.

Entonces en la que sigue lo que vamos a ver justamente son un par de

secciones que cruzan por donde está la propuesta de las zonas donde se va

a perforar. Aquí está Loc-1. Como ven aquí, el concepto ahora es un poco

distinto porque no están buscando la trampa contra el domo, sino están

buscando una trampa estratigráfica, estructural, sobre el domo, que es un

concepto que ya está probado en campos análogos de la misma región de

Cuencas del Sureste. No sería el primero digamos que existe así. En el caso

de Loc-2 ahí sí están proponiendo el mismo concepto de contra el domo.

Entonces son las dos propuestas que tienen y por eso es que este Loc-1 es

tan somero, porque pues va arriba de la sal digamos. Entonces son las dos

propuestas que tiene el operador para perforar en el área.

De manera similar pues está la secuencia de trabajos que van a ir haciendo.

Van a adquirir la sísmica en lo que resta del año y el siguiente van a

desencadenar entonces después de que hagan la primera sísmica, su

interpretación y su proceso, la perforación del primer pozo y después la


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Hidrocarburos

perforación del segundo pozo una vez que recolecten la información

sísmica, la procesen y la interpreten y los estudios que se van derivando no

solamente de la información sísmica sino del resultado que se vaya

obteniendo de los pozos. De la misma forma, también vemos aquí en la

siguiente esta tabla muy desagregada de las unidades de trabajo. Aquí las

unidades de trabajo son alrededor de 16,000. También veíamos que el

compromiso de trabajo es de 15,500 unidades, por lo tanto, también están

cubriendo sin ningún problema todas las unidades que por contrato

deberían cubrirse.

En la que sigue vemos que también para este caso revisamos con Secretaría

de Economía su Programa de Contenido Nacional, su Programa de

Transferencia Tecnológica. En ambos casos también obtuvimos la opinión

favorable. Con el caso de la ASEA es lo mismo porque pues es por

contratista, entonces ocurre lo mismo que en el caso pasado. El Programa

de Inversiones aquí sí eventualmente pues será distinto. En la que sigue

ustedes van a ver la inversión ronda los 18.5 millones de dólares para todo

el proceso, incluyendo la perforación de los pozos que en este caso es un

poco menor porque los pozos son más someros que en el caso anterior.

Entonces es casi 63% de la inversión se va para la perforación de pozos.

Geofísica al tener adquisición en campo pues tiene una buena proporción

de inversión y es lo que nos presenta el contratista para estos tres años

desglosado en las distintas actividades petroleras que ya conocemos de

acuerdo al catálogo que revisamos.

De manera muy similar a la anterior, lo que observamos como conclusiones

es que efectivamente ellos van a evaluar el potencial petrolero del área

para corroborar que esos sistemas petroleros están funcionando y buscar

una acumulación de los mismos. La secuencia de trabajo y de estudios que

están proponiendo pues es lógica y es adecuada de acuerdo con lo que se

tiene en el área y los antecedentes que existen. Vemos que las unidades

de trabajo pues cubren lo que el contrato pide, entonces por eso es que la

propuesta de la Dirección General de Dictámenes de Exploración es

justamente que al ver que este Plan de Exploración se advierte

técnicamente viable, en la que sigue ustedes van a ver esta propuesta en

donde consideramos que les traemos la propuesta de que sea aprobado

tanto el contrato del área CS-02 como la propuesta del plan para el área

CS-03 del mismo contratista.


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j


Hidrocarburos

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Una pregunta. En el Programa de Inversiones, cualquiera de los dos se parece mucho si lo quieren poner por favor. Hay un desglose por ciertas actividades. Por ejemplo, está geología, ingeniería de yacimientos, no sé.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ahí-donde está el pie .

. COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Ahí. Si la abren para que ... Bueno, ahí están varias de las subactividades y está geología que para este caso son 230,000 dólares, ingeniería de yacimientos que son 75,000 dólares y otras ingenierías 50,000. La suma de esas tres es una cantidad que cuando la comparamos una cantidad que llega a 400,000 a lo mejor. Pero si la comparamos con seguridad, salud y medio ambiente, esa está de 1,900,000. Entonces la pregunta es qué incluye la seguridad, salud y medio ambiente, porque si fueran estudios pues la verdad es que está totalmente desproporcionado. ¿Qué está pasando? A lo mejor hay una cuestión de normatividad, hágannos comentarios para que podamos entender o para que yo pueda entender, perdón, específicamente qué significa seguridad, salud y medio ambiente. Porque creo que también trae seguros, pero por favor explíquenos.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Era justamente, por ahí dentro de este rubro de seguridad, salud y medio ambiente quedan capturados las situaciones de que el contratista tiene que enfrentar por la normatividad, en este caso específico los seguros. Entonces esos quedan cargados en esa parte y por eso es que, además de las actividades de estudios y demás que es una proporción baja, cuando le sumamos la parte de los seguros es cuando ya se va hasta.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero es tan claro. Por ejemplo, la sísmica, la geofísica es 4,500,000 y esto es casi la mitad. De este 1,900,000 dólares, ¿cuánto es de seguros?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Ahorita no tengo el detalle preciso.


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{


COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Porque además ya lo empezaron a gastar o lo van a empezar a gastar a partir de 2019.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Si, porque por contrato tienen que contar con los seguros desde inmediato. O sea, no es hasta que vayan a hacer la actividad, sino que tienen que contar con los seguros. Por eso es que esta actividad se empieza a dar desde el principio. Y cuando ellos empiezan a tener la actividad en campo con la perforación de los pozos y la actividad sísmica, es cuando tiene mayor proporción. Entonces es de los seguros y si quiere lo que podemos hacer es darles el desglose de cuánto sería la parte de actividad como estudios o actividades que tienen que ver propiamente con seguridad, salud y medio ambiente y cuánto es de seguros para que tengamos esa proporción.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Digo, para que quede claro, ASEA es la que exige ese tipo de seguros.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Exacto, es la normatividad de ASEA.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún otro comentario Comisionados? Yo solamente tengo como a cuánto están los pozos. O sea, los pozos están muy, muy bajos en cuanto al costo. ¿Verdad? Por ejemplo, el otro era alrededor de 11 millones, este 19 millones. O sea, están someros, pero hay uno más o menos somero y el otro digamos 4,500 metros. Pero están muy, muy a bajo costo. ¿Por qué?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Algo que revisamos justamente de la información que nos presentaron y le hicimos los comentarios al contratista y pues primero lo que nos decía es hay una buena disponibilidad de equipos ahorita y eso hace que entonces los cotos estén bajos para la perforación. Y, además, se hizo el trabajo interno del costeo dentro de los rangos de referencia y efectivamente.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Este queda abajo de rango, ¿no?


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Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Está dentro del rango. Está dentro del rango, pero sí no es de los que está por arriba, sino es de los que marcan casi, casi el piso. O sea, sí, sí están eficientando sus costos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, gracias. ¿Algún? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer las propuestas de acuerdo de los dos planes.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Con mucho gusto. Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, XXVII y 38, fracciones I y 111 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 31, fracción VIII y 44, fracción 1, de la Ley de Hidrocarburos; y 13, fracción 11, inciso f) del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno emite la resolución por la que se aprueba el Plan de Exploración presentado por Shandong and Kerui Petroleum, S.A. de C.V. relacionado con el contrato CNH-R02-L03-CS-02/2017.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionados, someto a consideración el acuerdo. Sírvanse manifestar su voto levantando su mano."

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


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado por Shandong and Keruy Petroleum, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L03-CS-02/2017.

ACUERDO CNH.E.21.004/'.L9

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

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


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Hidrocarburos

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 Shandong and KeruyPetroleum, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNHR02-L03-CS-02/2017.


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba el Plan de Exploración presentado por Shandong and Keruy Petroleum, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R02-L03-CS-03/2017.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, 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 Shandong and KeruyPetroleum, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNHR02-L03-CS-03/2017.


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Hidrocarburos


Hidrocarburos se pronuncia sobre la

modificación del Plan de Exploración presentado

por Pemex Exploración y Producción respecto de

la Asignación AE-0042-SM-Agua Dulce-01.

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

la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al Comisionado Sergio

Henrivier Pimentel Vargas, en su calidad de Comisionado Ponente.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Pimentel, por favor.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias Comisionada, gracias Secretaria ejecutiva. Solo para darle contexto a este, de hecho, son dos planes, veremos ahorita este y a continuación el siguiente tema es exactamente lo mismo, es una modificación a un Plan de Exploración de Petróleos Mexicanos. Y solo como contexto decía recordar que estas asignaciones fueron otorgadas a Petróleos Mexicanos en la Ronda O que tuvieron un primer periodo de exploración de tres años que ya la Secretaría de Energía, previa opinión de esta Comisión, otorgó el periodo adicional de exploración que son dos años más. De manera que es esto en donde estamos ahora en donde vamos a entrar al detalle. Vale la pena señalar que el asignatario, que Petróleos Mexicanos se ciñe en su propuesta para que le autoricemos esta modificación a su plan pues al tiempo máximo que constituye esos dos años que son el 27 de agosto de este año. De manera que solamente para darle contexto insisto, y si ustedes me lo permiten colegas, yo le pasaría la voz a la ingeniera maestra María Guadalupe Manzo, Lupita para los amigos, que me da mucho gusto que ahora nos ayude desde la Unidad de Exploración. Muchas gracias lupita, adelante.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Adelante.


so

J


Hidrocarburos

f

DIRECTORA DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO, INGENIERA MARÍA GUADALUPE MANZO MARTÍNEZ.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Como lo decía el Comisionado Sergio Pimentel, les vamos presentar la modificación al Plan de Exploración de la asignación AE-0042-SM-Agua Dulce-01. Quien presenta este Plan de Exploración o esta modificación es Petróleos Mexicanos y el fundamento legal para llevar a cabo este análisis es de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el Reglamento Interno, los lineamientos y el Título de Asignación del cual es titular Petróleos Mexicanos. Las que sigue por favor.

Aquí podemos ver el proceso que se llevó a cabo desde el ingreso de la documentación que tiene Petróleos Mexicanos para hacer su solicitud a la modificación al plan. Se realizó la prevención, atendiendo este la misma. Se emitió la suficiencia de información y se realizó el análisis. Obviamente se le dio conocimiento a la Secretaría de Economía y la Agencia de Seguridad, Salud y Protección al Ambiente para que en la competencia de sus ámbitos realizara lo conducente. La que sigue que por favor.

Aquí podemos ver que sufrió una modificación o el motivo de la modificación de este plan es derivado de la modificación que resultó de la reducción del área de asignación que tuvo o que bien solicitó Petróleos Mexicanos el 30 de mayo, del 24 y 30 de mayo de 2018. El 6 de julio la Secretaría de Energía, como lo marca el Título de Asignación, solicitó la opinión de la Comisión, a la cual la Comisión le respondió el 24 de julio y el 7 de septiembre la Secretaría de Energía le notificó a Petróleos Mexicanos que comenzaría con el proceso de modificación de esta asignación. Por lo tanto, el 13 de septiembre del 2018 fue cuando Petróleos Mexicanos ya recibió el título o más bien la Secretaría de Energía emitió el título correspondiente, ya quedando la asignación o el título de asignación como AE-0042-SM-Agua Dulce-01. La reducción aproximada fue de 239 km2 y, como se puede ver en la imagen, se observa el polígono en color rojo que es la asignación actual a la que nos vamos a avocar y en donde se van a realizar las actividades de exploración que propone Petróleos Mexicanos. La que sigue por favor.

Esta asignación se encuentra entre los Estados de Veracruz y Tabasco y como antecedentes exploratorios tenemos que en el área se han realizado


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l

J

r;


dos estudios de identificación, evaluación y selección de prospectos, un

procesado, bueno 23 km de procesado sísmico y 50 km de adquisición

sísmica. La que sigue por favor. Dentro de la cadena de valor en la etapa de

exploración nos encontramos en este momento o más bien el plan o las

actividades de exploración se encuentran en la etapa de evaluación del

potencial petrolero. De ser exitosas estas actividades, podrían pasar a una

etapa de incorporación de reservas más adelante. El objetivo de este plan

es evaluar los plays del Cenozoico teniendo por ejemplo en Plioceno y

Mioceno y evaluar también el potencial petrolero del play del Mesozoico

en Cretácico Medio. Esto lo va a realizar por medio del procesado sísmico

3D y la perforación de prospectos exploratorios que los vamos a ver más

adelante. La que sigue por favor.

Dentro del Plan de Exploración vigente, Pemex consideró ocho estudios, en

el escenario base dos y en el escenario incremental seis, 785 km2 de

procesado sísmico 3D y tres prospectos exploratorios para llevar a cabo en

perforación. Ahora dentro de la modificación lo que considera Petróleos

Mexicanos son los seis estudios exploratorios, uno en el escenario base,

cinco en el incremental, 430 km2 de procesado sísmico y mantiene la

misma cantidad de prospectos exploratorios para perforación. La que sigue

por favor.

Aquí podemos ver el cronograma de actividades de cómo Petróleos

Mexicanos considera llevar a cabo sus actividades. Podemos ver de manera

como antecedente las actividades que ya realizó que son - ya lo habíamos

mencionado previamente - 23 km de procesado sísmico 3D, la adquisición

de 50 km2 de información sísmica 3D y dos estudios de identificación,

evaluación y selección de prospectos. Adelante por favor.

Dentro del procesado de información geofísica y los estudios exploratorios,

podemos ver que la reducción de 400 km. Teníamos primero 875,

Petróleos Mexicanos había considerado esa superficie, pero la redujo a 430

derivado precisamente de la reducción que sufrió la asignación per se.

Ahora, en cuanto a los estudios exploratorios, tiene considerado un estudio

de identificación, evaluación y selección de prospectos, dos estudios VCD

que es Actul y Texan que es para los prospectos que tiene considerados en

perforación y dos pruebas de prospecto que son para Actul y Texan que


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Hidrocarburos

{

son precisamente para los prospectos que tiene considerados dentro de la

perforación. La que sigue por favor.

Los prospectos exploratorios que tiene considerados Petróleos Mexicanos

en el escenario base tiene el prospecto Rabasa-1001 que tiene una

elevación de terreno de 25 metros sobre el nivel del mar

aproximadamente. Este prospecto va a nivel Cretácico y tiene una

profundidad total programada de 7,025 metros verticales, un recurso

prospectivo asociado estimado de 76 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente y una probabilidad geológica de 17%. En el escenario

incremental considera los prospectos Actul y Texan, cuyos objetivos

geológicos van desde Plioceno a Mioceno y contemplan una probabilidad

geológica entre 35% y 24%. La que sigue por favor.

Podemos ver aquí el prospecto Rabasa que, como lo había mencionado,

tiene objetivo geológico de Cretácico. La trayectoria hasta el momento la

considera vertical. El hidrocarburo esperado es aceite ligero y la

profundidad total programada es a 7,000 metros verticales bajo nivel de

mar. Hay que hacer hincapié que hasta este momento y con la información

que cuenta el operador en realidad son datos preliminares. Podría cambiar

todas sus consideraciones para llevar a cabo perforación, trayectorias y

demás. La que sigue por favor.

Dentro del prospecto Actul tenemos que este tiene dos objetivos, uno va a

Plioceno mientras que el otro va a Mioceno a una profundidad vertical de

1,850 metros verticales, valga la redundancia, y 2,400 metros

desarrollados. Se espera encontrar aceite ligero y este pozo sí está

programado considerado hasta este momento y de forma preliminar como

un pozo direccional. Adelante por favor. Para el pozo Texan-1, los objetivos

o más bien el objetivo, solo es uno, está todavía en proceso su diseño, pero

hasta el momento está considerado como vertical y se espera un aceite

pesado de ser exitoso. Adelante por favor.

Con lo que respecta a los programas asociados, se le dio conocimiento,

como se mencionó, a Secretaría de Economía para la parte del Programa

de Cumplimiento del Porcentaje de Contenido Nacional, a lo cual la

Secretaría de Economía respondió que tenía opinión favorable con

respecto a este programa. Con lo que respecta al Sistema de

Administración de Riesgos, Petróleos Mexicanos obtuvo la autorización de


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Hidrocarburos

su Sistema de Administración de Riesgos el 13 de julio de 2017. Sinembargo, la Comisión sometió a consideración de esta Agencia lasactividades que iba a realizar el día 5 de febrero del presente año. Adelantepor favor.

Dentro de las inversiones tenemos que para el escenario base el porcentajemayor que se va a tener precisamente es la perforación de pozos y elmonto total para el escenario base son 28.9, casi 29 millones de dólares,mientras que para el escenario incremental, obviamente también el mayorporcentaje es la perforación de pozos, va a tener un monto total de 45.5millones de dólares aproximadamente. La que sigue por favor.

Como conclusión, podemos ver que el hecho de que lleve a cabo estasactividades sí podría acelerar el conocimiento geológico-petrolero delsubsuelo. Las técnicas y metodologías son adecuadas al área que va o endonde pretende evaluar el potencial petróleo. Y de resultar exitoso, Rabasapodría validar la existencia de recursos de 76 millones de barriles depetróleo crudo equivalente, mientras que para el escenario incremental enlos prospectos Actul y Texan podría validar recursos de 51 millones debarriles de petróleo crudo equivalente. Esto obviamente le ayudaría areducir la incertidumbre geológica y precisar el riesgo exploratorio, lo quepodría ayudar a evaluar el potencial petrolero de esta zona. Aunado a esto,la inversión asociada sería de 45.5 millones de dólares aproximadamente.La que sigue por favor. No sé si esto lo leo.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINOMONROY SANTIAGO.- Comisionado.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Bueno, la propuesta desdeluego está a su consideración y estamos a sus órdenes para preguntas,comentarios.

;; COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- En el anterior se vio unacantidad importante para la parte ambiental y la respuesta a la preguntaque hizo aquí el Comisionado Néstor fue porque hay que pagar los seguros.Sin embargo, aquí no los veo. Es más, si ves, el 99% es perforación de pozos


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Hidrocarburos

y no aparece ninguna cantidad para la parte ambiental. ¿Entonces por qué aquí no hay seguros?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Justamente y que bueno que lo menciona doctor, ya tenemos el dato. Las consideraciones que tiene en la parte anterior para la inversión -lo voy a leer-de seguridad, salud y medio ambiente es estudio de línea base ambiental, estudio de evaluación de impacto social, conformación del SASISOPA, estudio de la MIA que es el Manifiesto de Impacto Ambiental y estudio de riesgo ambiental, auditorías de seguridad, prevención y detección de incendio y fugas de gas, tratamiento y eliminación de residuos, restauración ambiental y auditoría ambiental. Entonces yo les había dicho que estaban aquí los seguros. Los seguros no están en esta parte de seguridad, salud y medio ambiente. Estoy hablando del contrato de la fase anterior. Y los principales montos están en el tratamiento y eliminación de residuos y en la prevención y detección de incendios y fugas de gas. Entonces yo les había dado mal el dato de que aquí estaban los seguros, en realidad son puros estudios en la parte anterior. Entonces esa es una razón por la que aquí no se ven también, porque no están los seguros metidos en esta parte de seguridad, salud y medio ambiente y muy probablemente aquí no vemos una característica muy amplia de la parte de segurrdad, salud y medio ambiente porque Petróleos Mexicanos ya tiene más tiempo operando. Exacto, ya los tiene.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- La diferencia es que el contratista está llevando a cabo apenas estos estudios que señala nuestro colega y Pemex como asignatario pues tiene ya toda esta información digamos.

f COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, ah, OK. Doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- No sé si podríamos regresar al mapa de la 10 por favor. Esto nada más es para ... Si vemos, esta asignación pues tiene mucha actividad de campos, tiene mucha actividad también desde el punto de vista exploratorio. Entonces efectivamente, mucho de lo que impacta en la parte ambiental, en la parte de seguros, etc., Pemex pues ya tiene todo aquí. Es porque es un área de bastante actividad.


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d.


Hidrocarburos

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

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

(


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-0042-SM-Agua Dulce-01.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación del Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación AE-0042-SM-Agua Dulce-01.

11.7 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-0047-3M-Agua Dulce-06.


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{


Hidrocarburos


la venia de la Comisionada Parres dio la palabra a la ingeniera Jennifer

Elliott Cruz, Directora de Evaluación de Estrategias de Exploración.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor ingeniera.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- Muchas gracias, buenas tardes. Les voy a presentar la modificación al Plan de Exploración para la asignación AE-0047-3M-Agua Dulce-06. Este caso es muy similar al que acabamos de ver. La modificación del plan se deriva de una modificación de área también. El fundamento legal que se utilizó para la evaluación de este Plan de Exploración es el que ya hemos visto en los puntos anteriores que consiste en retomar los elementos que nos indica tanto la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Órganos Reguladores, el Reglamento Interno de la Comisión y los Lineamientos para la Evaluación y Aprobación de Planes de Exploración, además de la obligación que establece el Título de Asignación de que se presente una modificación al plan. La siguiente por favor.

Como antecedentes tenemos que esta asignación se ubica en los límites de Veracruz y Tabasco. Está dentro de la provincia petrolera del Cinturón Plegado de Chiapas. Y un poquito para ponernos en contexto de qué es lo que estamos viendo, el Plan de Exploración para esta asignación se aprobó el 7 de diciembre de 2017. Pemex ha venido ya realizando digamos el grueso de las actividades de soporte de exploración tanto geológico y geofísico. No obstante, como ya se mencionó en el caso anterior, la asignación fue modificada a fin de integrar una franja al sur de la asignación. Esta anteriormente era la asignación AE-0050-Huimanguillo fusionada con esta asignación y se reconfiguraron un poco los límites tanto al Oriente como el Occidente a fin de facilitar otros procedimientos administrativos que se derivan de las asignaciones que son colindantes. En este sentido, podemos regresar por favor. Cabe destacar que las actividades que vamos a ver prácticamente ya fueron opinadas previamente en los planes que fueron aprobados para tanto las


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Hidrocarburos

Í;

asignaciones 47 y 50 en 2017. Como contexto tenemos que se han

perforado aquí 14 pozos exploratorios, ninguno ha salido productor, todos

han sido secos o invadidos de agua salada. Prácticamente toda el área de

asignación tiene una cobertura de sísmica 3D y ya en el marco del Título de

Asignación se han realizado dos estudios exploratorios y una proporción

mínima de procesado de sísmica 3D. La siguiente por favor.

Realmente el objetivo geológico del Plan de Exploración es buscar la

continuidad de los plays del Cretácico Medio y Jurásico Superior

Kimmeridgiano. Ponen como referencia de análogos los campos Artesa y

Jujo Tecominoacán, pero en realidad el objetivo administrativo de la

aprobación de este Plan de Exploración es regularizar las actividades en el

sentido de que estas ya habían sido aprobadas previamente y únicamente

pues hay un reacomodo de estas actividades y digamos sería para

normalizar que se realicen actividades al marco de un plan aprobado para

una asignación determinada. Como vimos, ya se han perforado diversos

pozos, ninguno ha resultado productor. Y aunque el área tiene cierto grado

de conocimiento, las actividades fueron realizadas principalmente en la

década de los 70, 80 y es en este momento en donde se vuelve a retomar

la actividad exploratoria en esta región y por eso estamos colocando en la

frontera de la evaluación del potencial petrolero que tiene como propósito

también probar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo. La siguiente.

Como habíamos mencionado, las modificaciones al Plan de Exploración

pues realmente se derivan del reacomodo de las actividades que ya

estaban previamente aprobadas. En este caso podemos ver que, para los

estudios exploratorios, como se movieron algunos prospectos a perforar,

hay algunos estudios que ya fueron realizados en una asignación y pasan a

otra o que son absorbidos estudios que venían para prospectos que

estaban programados en otra asignación. En este caso realmente el

número de estudios pues no varía mucho, hay una baja de un VCD de un

prospecto que ya no se estaría perforando en esta asignación. Hay un

ajuste en los km2 para el procesado de sísmica 3D derivado también de la

reconfiguración de superficie y los pozos a perforar siguen siendo dos para

el escenario base y tres para el escenario incremental. Aquí con la

integración de la franja de la asignación hacia el Sur hay un reajuste en la

cartera de prospectos y en este caso hay uno de los prospectos que

teníamos en el plan anterior o en el vigente todavía en el escenario base se


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J


Hidrocarburos

mueve al incremental y se incorpora otro prospecto en el escenario base que se ubica en la porción Sur.

Las actividades que estamos viendo aquí en el cronograma son las que estarían programándose a partir de enero. Es únicamente de manera ilustrativa para mostrar que los estudios que están por ser realizados son los que corresponden al proceso, que van paralelo al proceso de perforación de pozos, son las pruebas de prospectos en el escenario base y la perforación misma de los pozos. Estos ya fueron documentados, cuentan con estudios de cuencas, plays de sistemas petroleros, ya tienen los VCD realizados y únicamente está pendiente la perforación y la prueba de prospectos. Para el escenario incremental, se estaría llevando a cabo un VCD para un prospecto adicional y la perforación de este. La siguiente por favor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, una pregunta.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Podemos regresar ingeniera a la anterior.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- Claro.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Qué significa esto de prueba de prospecto? Dice prueba de prospecto Vinik-1 y empieza en mayo, ¿no? Enero, febrero, marzo, abril, mayo. Pero la perforación comienza en marzo. ¿Qué significa la prueba de prospecto Vinik-1?

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- A ver. Tenemos aquí.

{ COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- En mayo empieza la prueba de prospecto, pero la perforación empieza en marzo, entonces como que me confundí ahí con el concepto.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLOR�CIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- En este caso como lo traen descrito es el seguimiento que se va a dar para la integración de resultados del pozo, pues prácticamente es lo que va a soportar lo que nos informen como resultados y terminación del pozo.


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J


Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK, entonces es un seguimiento, no es realmente la prueba de prospecto por sí sola.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Nada más aclarar. Petróleos Mexicanos usa indiferentemente el nombre de prueba de prospecto refiriéndose a las pruebas de producción, pero hay veces lo usa para darle, como dice la ingeniera Jennifer, para darle el seguimiento desde la perforación del pozo hasta incluyendo la prueba.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Bueno, yo tengo, aprovechando. La duración de la perforación de los pozos está ahí ilustrada por uno, dos, tres, son cinco meses en los dos casos. Todavía no inicia la perforación de los pozos.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- Así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Ya pidieron su autorización? O sea, ya iniciaron su proceso.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- Para los pozos del escenario base, ya solicitaron la autorización de los pozos. De hecho, tenemos Vinik-1 en el orden ya de esta sesión y para el prospecto Yaxjut también ya está el procedimiento para la autorización de este pozo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ok. El asunto es que iniciarían, no sé, o sea, estarían iniciando a mediados, finales de abril. Eso implicaría que estarían terminando a finales de abril o principios de mayo. La asignación termina en agosto. O sea, digamos, terminarían digamos a finales de agosto.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- Tienen un terna con la programación, sí queda demasiado justo. Lo que estuvimos viendo al respecto es que ya hay un proceso, o sea, Pemex ya se le observó que tenía un tema con la


60

lí


Hidrocarburos

programación de los tiempos. Al parecer van a buscar la optimización, se espera que sí ya quede perforado.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, los tiempos los tienen que optimizar digamos para terminarlo, ¿no?

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.-Exacto. Lo que está un poquito aquí digamos que podría verse un poco complicado es la parte de la terminación del pozo. Al respecto Pemex, no tengo el documento en este momento, pero nos informó que ya había realizado una consulta para ver con SENER cómo podía darle continuidad a esas actividades.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Digamos que para el día de hoy estaríamos autorizando la modificación del plan dentro de los términos de su asignación vigente. ¿Verdad?

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.-Así es, así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Entonces, digamos, porque se va a tener que modificar este calendario y yo creo que tendrían que ajustarse a la vigencia de su asignación vigente. O sea, así sería, que es lo que comentó el Comisionado Pimente. ¿No? Para que podamos nosotros hoy opinar. ¿Verdad?

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-Sí. Y por cierto doctora si me lo permites. Este caso de Vinik-1 es exactamente igual que el caso del pozo Rabasa-1001 que fue de la asignación previa. Entonces en efecto hay dos pozos que estaremos votando un poco más adelante de estas dos asignaciones.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.-Gracias.

DIRECTORA DE EVALUACIÓN DE ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN, INGENIERA JENNIFER ELLIOTT CRUZ.- Bueno, en este mapa lo único que quisiera es ilustrar un poco cómo se estarían realizando las actividades. Como ya vimos, los prospectos que se estarían perforando en el escenario base son Vinik-1 al sur de la asignación y Yaxjut. En este caso Vinik tiene como objetivo Cretácico Medio mientras que Yaxjut también tiene


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Hidrocarburos

Cretácico Medio y Jurásico Superior Kimmeridgiano. En el escenario

incremental tenemos Andarani-1. Me hubiera gustado también poner aquí

los pozos que ya se han perforado, pero la imagen que vimos

anteriormente se muestra que aquí hay una acumulación de pozos

perforados y de este lado también tenemos otro pozo que ya fue

perforado. Sin embargo, existen diferencias a las profundidades a las que

van. Muchos de los pozos que han sido perforados tuvieron como objetivo

rocas del Cenozoico y en este caso estamos únicamente buscando

Cretácico Medio y Jurásico Superior Kimmeridgiano. La siguiente por favor.

En cuanto al Programa de Inversiones, dado que prácticamente las

actividades a realizar se derivan de la perforación de pozos, vemos que el

monto de inversiones se concentra 96% en esta actividad en ambos

escenarios y únicamente queda una proporción de 4% para las actividades

restantes que son actividades de geología, geofísica y general. El monto de

las inversiones para el escenario base es de 76.2 millones de dólares,

mientras que en el escenario incremental son 102.4 millones de dólares. La

siguiente por favor.

Como conclusiones de la modificación del Plan de Exploración, tenemos

que el objetivo principal de este plan es probar la existencia de

hidrocarburos en el subsuelo. Con la perforación de los pozos del escenario

base, se esperaría incorporar reservas del orden de 40 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. En su totalidad, considerando las

actividades que ya ha realizado Pemex, el grado de conocimiento que se

tiene del área de asignación y las actividades que están propuestas, se

considera que están alineadas a las mejores prácticas y que están

incluyendo tecnologías y metodologías que son apropiadas para los fines

que se buscan. Uno de los aspectos importantes en este Plan de

Exploración es que se están reactivando actividades de exploración en un

área que se había dejado durante mucho tiempo y que, bueno, no es tan

despreciable que en pocos meses se busque la perforación de dos o hasta

tres pozos exploratorios. Y pues finalmente, como ya habíamos

mencionado, la secuencia operativa corresponde a la etapa en la que se

encuentra y los tiempos programados para las actividades a realizar son

acordes a las características del área de asignación. La siguiente por favor.

Este es el Plan de Exploración que traemos a su consideración, así que les

devuelvo la palabra.


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o


Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniera. ¿Algún comentario Comisionados, además de los que ya se hicieron? Muchas gracias. Secretaria Ejecutiva, nos podría leer la propuesta de acuerdo."


lí


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-0047-3M-Agua Dulce-06.

ACUERDO CNH.E.21.007 /19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31 fracción VIII y 44, último párrafo de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación del Plan de Exploración presentado por Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación AE-0047-3M-Agua Dulce-06.

11.8 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización para la perforación del pozo exploratorio terrestre Rabasa-l00lEXP.


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la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al ingeniero Héctor Silva

González, Director de Caracterización y Delimitación Inicial de

Yacimientos.



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

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados. En esta ocasión traemos para su consideración la solicitud de autorización de la perforación del pozo exploratorio terrestre Rabasa-1001EXP. Como dato curioso, el nombre Rabasa viene de origen chontal significa cerca de madera. El pozo pertenece a la asignación AE-0042-SM-Agua Dulce-01, cuyo operador petrolero es Pemex Exploración y Producción.

Como parte del proceso de autorización del pozo, se recibió la solicitud de autorización el día 20 de febrero del 2019. El día 4 de marzo la CNH emitió la prevención. El día 11 Pemex atendió la prevención. Se tuvo una reunión de trabajo el día 21 de marzo y finalmente el día de hoy 12 de abril traemos para su consideración la solicitud de autorización de este pozo. El fundamento legal para la autorización de pozos es el siguiente. Es la Ley de Hidrocarburos, la cual faculta a la Comisión para emitir autorizaciones de perforación de pozos; también la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, en la cual se establecen las atribuciones de los Órganos Reguladores; el Reglamento Interno de la CNH, en donde se establecen las facultades para el Órgano de Gobierno y para cada una de las Direcciones Generales de esta Comisión; y los Lineamientos de Perforación de Pozos, en donde se establecen los requisitos y procedimientos para la autorización de pozos.

Los datos generales del pozo son los siguientes. El proyecto pozo Rabasa-1001EXP se ubica en el municipio de Coatzacoalcos a 30.5 km al noroeste de la ciudad de las Choapas en Veracruz dentro del estudio sísmico Sal Somera Noreste 3D. Su clasificación es 102 correspondiente a un pozo


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Hidrocarburos

{

exploratorio. Los objetivos geológicos del pozo pertenecen al Cretácico

Medio en un intervalo de 6,600 a 6,650 metros verticales bajo nivel del

mar. El tipo de hidrocarburo estimado para la perforación de este pozo es

de 37 grados API, aceite ligero de 37 grados API, y la temperatura y presión

del yacimiento son 164.5 ºC y 15,066 psi, lo cual lo clasifica en un pozo de

alta presión y alta temperatura. La trayectoria del pozo es direccional tipo

"J" con un inicio de desviación o KOP a 3,650 metros, un ángulo de

inclinación máximo de 25.28 grados y con una tasa de construcción de 1.5

grados cada 30 metros. La profundidad total programada del pozo son

7,540 metros.

Los tiempos para la perforación de este pozo se programa iniciar el 27 de

abril del 2019, terminando para la perforación el 6 de agosto del 2019 y

para la terminación el día siguiente el 7 de agosto del 2019 al 19 de

septiembre del 2019. El costo total de la perforación incluyendo la

perforación y la terminación es de 836 millones desglosados en 699 para la

perforación y 136 para la terminación. Este pozo se va a perforar con un

equipo terrestre de 3,000 HP, el cual se le observa la figura en la imagen,

el cual cuenta con los elementos polea viajera, mesa rotaria y corona de

750 toneladas de capacidad y tiene preventores de 5,000, 10,000 y 15,000

psi, los cuales están dados para las diferentes etapas de la perforación de

este pozo. Los pozos de correlación que se consideraron para la

perforación de este pozo es el Rabasa-1, el cual se encuentra ubicado a 20

metros del conductor del pozo Rabasa que estamos explicando, el Rabasa-

301, 201, el pozo Kepi-1 y el pozo Jagual-22. Por lo que respecta a las

distancias con respecto a los límites de la asignación, se encuentra a 4 km

al Norte, 17 km al Sur, 4 km al Este y 35 km al Oeste. Se estima encontrar

un recurso prospectivo de 76 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente con una probabilidad de éxito geológico del 15%.

Por lo que respecta a la trampa, el tipo de trampa es estructural.

Corresponde a una estructura homoclinal en forma de herradura. En su

porción Noreste y Suroeste se han emplazado paredes de sal que sirven

como límites y cierre y al Suroeste se observa un bloque bajo. En la figura

podemos observar Comisionados en la parte de abajo están las secciones

sísmicas, en la parte de arriba está el mapa estructural de la cima del

Cretácico en donde se observa la trayectoria del pozo. En la parte de abajo

Órgano de Gobierno Vigésima Primera Sesión Extrao rdina ria 12 deab,;I de 2019 �

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Hidrocarburos

que ves un pozo direccional tipo "J" va a atravesar una columna de sal aproximadamente de 1,100 metros.

Y por lo que respecta al diseño del pozo, en la siguiente diapositiva podremos ver en la parte izquierda se observa la columna geológica, la cual va desde el Plioceno hasta el Cretácico Medio y el Cretácico Inferior. En la parte central se ve el modelo geomecánico, el cual consta de las curvas de presión de poro, presión de colapso. En la parte central en forma escalonada se observa el tren de densidades con las cuales se van a perforar este pozo, seguido de la curva de inicio de pérdida de gradiente de fractura y finalmente la curva rosa que es el gradiente de sobrecarga.

La arquitectura de este pozo consta de siete tuberías de revestimiento, una tubería conductora a 30 metros, seguida de una tubería superficial de 20" asentada a 800 metros, las cuales se van a perforar con lodos base agua. La primera con lodo bentonítico, la segunda con lodo polimérico inhibido. Sus objetivos principales es aislar una zona de acuíferos, la cual se observa en la figura para tubería superficial. La siguiente tubería de revestimiento que es la de 13 13/8", perdón, 16" a 1,925 metros, esa tiene como objetivo asentarse en la cima de la sal. Y posteriormente la siguiente tubería que es la de 13 13/8" a 3,585 metros su objetivo es aislar ese intervalo de sal y ganar gradiente para poder perforar la siguiente sección de agujero descubierto. Le sigue la siguiente tubería intermedia que es la de 9 5/8" a 6,710, cuyo objetivo principal es aislar la zona de presión anormales altas. Y finalmente la tubería de producción de 7" a 7,540 metros, cuyo objetivo es aislar el yacimiento y así permitir la explotación selectiva de los intervalos.

Por lo que respecta a los elementos de evaluación, se consideró el cumplimiento del artículo 32 de los Lineamientos de Perforación de Pozos y el artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética. Con lo que respecta al artículo 32, se verificó el cumplimiento de cada uno de los elementos del artículo 27 de los Lineamientos de Perforación de Pozos, el cual da soporte técnico al diseño del pozo y la acreditación de los elementos que permitirán alcanzar los objetivos geológicos propuestos, así como preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. Cabe mencionar que el pozo exploratorio terrestre Rabasa-1001 está considerado dentro de la modificación del Plan de


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Hidrocarburos

Exploración aprobado por el Órgano de Gobierno en la 21ª Sesión Extraordinaria del Órgano de Gobierno del 2019. Y por lo que respecta a la tecnología más adecuada, sí me gustaría mencionar algunos puntos que se verificaron durante la evaluación de este pozo. Para este pozo se verificó el equipo de perforación, el cual fuera el más adecuado, fue un equipo de 3,000 HP. Se analizaron las cargas durante la perforación del pozo, las cuales se considera adecuado. De igual forma se va a utilizar, el operador petrolero está proponiendo utilizar zapatas remadoras para cada una de las tuberías de revestimiento y la utilización del sistema de interrupción de tuberías de revestimiento llamado Casing Drilling System, el cual aunado con las zapatas remadoras asegurará que cada una de las tuberías de revestimiento bajen a las profundidades adecuadas.

Por lo que respecta al cumplimiento del artículo 39 de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, con la perforación de este pozo se va a acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero de país. De igual forma, en caso de ser productor, se va a contribuir a la reposición de las reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación y en ambos casos pues se verifica que se cumpla con la tecnología más adecuada para la explotación de este pozo. Con esto termino mi explicación Comisionados, si tienen alguna duda.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Silva. Doctor Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Muchas gracias. Muy rápido. La primera es enfatizar que este permiso duró menos de un mes para pasarse al Órgano de Gobierno. La última reunión fue el 21 de marzo, entonces esto es menos de un mes, pero si consideramos la reunión de atención a la prevención por parte del operador, también estamos a un mes. Entonces la verdad es que se está viendo un avance muy importante dentro de lo que es la parte exploratoria y esto tiene mucho fondo porque los pronósticos de producción del sexenio plantean que un buen porcentaje de la producción viene de pozos exploratorios. Entonces que bueno que esto se esté dando.

Por otro lado, creo que hay que también hacer énfasis de que es un pozo pues bastante complejo. El pozo vale 836 millones de pesos, es lo que


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Hidrocarburos

estamos hoy viendo, este es el motivo de la reunión. 836 millones de pesos va a 7,540 metros. Tiene zonas de presiones anormales ahí muy fuertes y va a ser perforado en cinco meses. Petróleos Mexicanos tiene mucha experiencia en esto, los especialistas, algunos con maestrías y algunos otros con doctorados, tienen muy claro el cómo poder controlar este tipo de pozos que cada vez son mucho más difíciles perforar. Hasta los someros son difíciles de perforar, ¿no? Pero este creo que sí merece que se diga que la complejidad técnica es bastante fuerte y con lo que nos explicó aquí el ingeniero Héctor Silva está muy claro que cumplen con toda la parte de integridad como debe ser. ¿No? En la función del asentamiento de tuberías de revestimiento y también en la selección de la densidad del lodo. Pues finalmente los felicito porque creo que el tener este tipo de respuestas a los operadores en tan poco tiempo es muy bueno para todos. Finalmente, pues eso beneficia a la producción de aceite en México. Gracias doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario más? Déjenme nada más porque no sé si es lo que van a contestar, pero hay que decir que para autorizar este pozo se tuvo que esperar la autorización del plan que acabamos de autorizar, el Plan de Exploración que acabamos de autorizar hace unos minutos. ¿No? La modificación que se hizo y sí se requería también tener esta autorización o no sé si desde un principio se tenía considerado el pozo. No. Entonces se necesitaba.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Se necesitaba que estuviera en el plan exactamente aprobado, doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Entonces también es otro punto por el cual supongo que primero se autorizó el plan y en este momento se está autorizando el pozo. No sé si me perdí, pero el pozo es de muy alta presión. ¿Qué presión se tiene? O sea, en el yacimiento es más de 15,000 psi, ¿no?

'l TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- En la cabeza.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- En la cabeza, como 13,000. Los preventores que están utilizando son de 15,000. No hay ningún riesgo.


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Hidrocarburos

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- No hay ningún riesgo por parte del equipo. Fue de lo que se verificó durante la revisión del pozo, que el equipo contara con los elementos necesarios para la perforación del pozo. Otra de las cosas que se verificó fue las cargas máximas a las cuales estaría sometido por la parte del malacate y de su estructura, los cuales son el equipo es de 3,000 HP de potencia el malacate y de 750 toneladas para los elementos que se mencionaron: corona, polea viajera y ancla. Entonces no tiene ningún problema.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, gracias ingeniero. Si, doctor Monroy.

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Nomás un comentario con respecto a esta área precisamente de esta asignación de Petróleos Mexicanos. Tradicionalmente toda esta área es de yacimientos Terciarios. Ahora van a un nuevo play, van a buscar el play Cretácico Medio. Sin embargo, sí está bastante profundo. La profundidad programada es a 7,540 más dificultades que ya el ingeniero, el maestro Héctor Silva pues nos dijo. Pero sí, estratégicamente creo que, de ser exitoso esto, abre un nuevo play hacia esa parte donde tradicionalmente eran puros yacimientos Terciarios.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Vale la pena cuando se vean los dos que siguen y se hace un contraste con este para que vean lo especial que es este pozo. O sea, es 20 veces más caro, es mucho más profundo, es mucho más complejo. Entonces quizá, no sé, comparado con Mayacaste que van a ver a continuación, para que los vean juntos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si no hay otro comentario, Secretaria Ejecutiva, nos podría leer la propuesta de acuerdo."



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d.

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(


RESOLUCIÓN CNH.E.21.007 /19

Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos emite la autorización a Pernex Exploración y

Producción para realizar la perforación del pozo

exploratorio terrestre Ra basa-1001EXP.


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 b. del

Reglamento Interno de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

emitió la Resolución por la que se autoriza a Pemex

Exploración y Producción la perforación del pozo

exploratorio terrestre Rabasa-1001EXP.

11.9 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronunc:ia sobre la solicitud de autorización para la perforación del pozo exploratorio terrestre Vinik lEXP.


la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al ingeniero Raúl Ortíz

Salgado, Jefe de Departamento de Soporte Geológico y Geofísico.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor ingeniero.


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Hidrocarburos

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO, INGENIERO RAÚL ORTIZ SALGADO.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados, compañeros de la CNH y público que sigue la transmisión. Con la venia de la doctora Porres, expongo a su consideración la solicitud de la autorización de la perforación del pozo exploratorio terrestre ViniklEXP del operador Pemex Exploración y Producción. Como parte de la relación cronológica del proceso de autorización, el operador Pemex Exploración y Producción ingresó su solicitud a la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 21 de enero del año en curso. Se llevó a cabo la revisión documental de la información, detectando diversos faltantes e inconsistencias en la información presentada, por lo cual se realizó un oficio de prevención al operador, el cual fue notificado el 5 de febrero y posteriormente el operador atendió en tiempo y forma la prevención el 13 de febrero, subsanando las prevenciones realizadas y el día hoy 12 de abril lo sometemos a su consideración por parte de este Órgano de Gobierno.

El fundamento legal que sustenta fue el mismo que se observó en el pozo anterior, entonces damos por hecho. La siguiente. Dentro de los datos generales que se presenta del pozo, observamos que este pozo se contempló dentro de la modificación, como lo menciona la doctora, que se aprobó unos minutos previos. Segundo, la clasificación del pozo es 102, es un pozo exploratorio en nuevo campo. Tiene una elevación del terreno de 88 metros. Su objetivo geológico en la cima tiene un espesor de 3,287 a 4,099 metros desarrollados, eso es prácticamente todo el cuerpo geológico del Cretácico Medio. Se espera un hidrocarburo esperado de aceite mediano de 28 grados API. La temperatura del yacimiento es de 95º C, su presión de yacimiento es de 5,119 psi. El tipo de pozo es un direccional tipo "J". Su profundidad programada está de 3,705 metros verticales que es lo mismo a 4,099 metros desarrollados. Se tiene contemplada la perforación o en este caso como no estaba aprobado el plan, bueno, se teníaprogramado el 29 del mes pasado y se iba a efectuar la perforación el 22de mayo del año en curso.

La terminación la tenían para el 22 de mayo y se iba a terminar el 16. Bueno, el operador solicitó aquí una suspensión del tiempo por el caso del plan. El costo de la perforación es de 292 millones, la terminación tiene un costo de 59 millones, lo que da un total de 351 millones de pesos. El equipo de perforación es un equipo terrestre ICMA-875 con una potencia de


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malacate de 2,000 HP. Es un equipo diésel eléctrico, tiene una profundidad

máxima de 7,000 metros y con un sistema de preventores de 10,000 psi. El

equipo se puede observar en la parte inferior de,,echa - bueno, casi en

medio - y está acorde a las necesidades del operador para realizar este

pozo. El recurso prospectivo estimado es de 78 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente y tiene una probabilidad de éxito geológico del

25%.

Cabe aclarar que la localización del Vinik-1 se ubica en la porción norte de

la provincia petrolera del Cinturón Plegado de Chiapas, la cual limita al

Norte con las Cuencas del Sureste, al Noreste con la provincia de la

Plataforma de Yucatán y al Sur con el Batolito de Chiapas. Geográficamente

se encuentra aproximadamente a 58 km de la ciudad de Las Choapas,

Veracruz, 3.39 km del pozo Río Playa que es su pozo correlación más

cercano y 11.20 km del pozo Cerro Pelón. En este caso el pozo Vinik está

planeado, como les comentaba, para localizarse dentro del objetivo

Cretácico Medio. Siguiente por favor.

La trampa es una trampa de tipo estructural anticlinal simétrica. Es

alargada con eje principal orientado de Noroeste a Suroeste. La estructura

presenta un cierre estructural en sus flancos Norte, Oeste y un cierre

contra falla inversa al Suroeste. En la parte derecha se observa la sísmica

donde está representado el pozo, el direccional que es tipo "J" y en la parte

sombreada de verde es el objetivo que va a probar en este caso Petróleos

Mexicanos. En la parte inferior izquierda se observa el punto donde se nota

que está estructuralmente alto y los límites de su yacimiento. Continuamos

con la siguiente por favor.

Dentro del diseño del pozo, el pozo está realizado con cinco etapas, las

cuales habla que es un pozo bastante bien estructurado. La etapa

conductora es de 30", va a una profundidad de 50 metros. La etapa

superficial es de 20" y se va a asentar a 1,000 metros desarrollados o

verticales. En este caso la etapa intermedia es de l3 3/8", se va a asentar

a 2,150 metros desarrollados. El operador presentó también una etapa de

contingencia que sería de 11 3/4" que sería después de la 13 3/8" si

encuentra alguna contingencia dentro de la perforación. Como siguiente

etapa tiene 9 5/8", se va a asentar a 3,205 metros desarrollados y por

último en la etapa de explotación un liner de 7" que se asentará hasta 4,099


72


Hidrocarburos

metros desarrollados. Dentro de la columna geológica que va a atravesar, va a atravesar el Oligoceno, el Eoceno, para finalmente producir y explorar más bien el Cretácico.

En la parte derecha del carril se observa la ventana operativa en la cual se ve representada las curvas de presión de poro, la densidad del lodo programada, el gradiente de fractura y la sobrecarga. Como se observa, la ventana tiene un amplio margen para manejar densidades amplias y en la parte más menos de 3,200 hacia superficie que sería de 2,000 se nota cómo la densidad va de lo más bajo hasta lo más alto, ahí tenemos una zona de alta presión donde ya se entra a la zona de presión de yacimiento y donde ya se baja a una densidad de 1.1. las primeras etapas, bueno, la primera etapa se va a manejar con lodo base agua. Esto es por los acuíferos que se encuentran en ese espesor y las siguientes se van a manejar con lodos base aceite o emulsión inversa. Para realizar la ventana operativa, se utilizaron pozos análogos, la columna geológica y bueno, se midieron las condiciones del yacimiento. Como siguiente.

Para los elementos de evaluación, en el cumplimiento del artículo 32 de los lineamientos, el pozo Vinik está considerado en el Plan de Exploración aprobado previamente como se mencionó. El operador cumplió los requisitos y elementos técnicos establecidos en el artículo 27 y, dentro de todos los datos y parámetros que nos dio para nosotros aprobar esta autorización, se dio un soporte técnico para la selección de diseño y se acreditaron los elementos que permitan alcanzar esos objetivos geológicos. El operador demostró también la eficiencia de utilizar la mejor tecnología adecuada para la perforación del pozo.

Dentro de los elementos de evaluación del cumplimiento del artículo 39 de la ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, al realizar la perforación del prospecto Vinik se acelera el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. Si el pozo es exitoso, se contribuye a la reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación. Y bueno, como se refería previamente en el artículo 32, el operador demostró utilizar la tecnología adecuada para la realización en la exploración y extracción de hidrocarburos con este pozo. Por mi parte dentro del pozo es todo.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Ortiz. ¿Algún comentario Comisionados? Si, doctor Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo aprovechando la invitación que nos hizo el doctor Moreira de hacer comparaciones del Rasaba y Vinik. No voy a comparaciones económicas pues porque pues es la mitad de precio, pero es por profundidades. Pero hay algo bien interesante, el Vinik después de que pasa la zona de presión anormal baja a 1.1 la densidad del lodo, lo cual es muy favorable para evitar daños a la formación. En cambio, el Rabasa mantiene una densidad en la zona ya productora - que ojalá sea productora, ¿verdad? Todavía no se sabe, pero sí seguramente va a ser productora - de 1.6. Es muy alto. Entonces pues habrá que revisar esta situación. Obviamente cuando están operando, cuando están haciendo el pozo, ellos lo que buscan es manejar la menor densidad, pero aquí por diseño en el Vinik hablan de 1.1 gr/cm3 • Eso significa que es una densidad menor que con la que empezaron a perforar que era 1.2. Pero en el otro caso 1.6 a lo mejor habrá que darle algún seguimiento. Esa es una responsabilidad del operador, pero está bien interesante esto de que bajen tanto la densidad para evitar pérdidas de lodo que dañe a la formación, pero también eso lo que genera es que más rápidamente se puede perforar. El ritmo de penetración se maximiza al disminuir la densidad y precisamente de eso se t1"ata cuando se perfora bajo balance de incrementar al máximo la posibilidad del ritmo de penetración.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias. Si, ingeniero Silva.

DIRECTOR DE CARACTERIZACIÓN Y DELIMITACIÓN INICIAL DE YACIMIENTOS, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Efectivamente tiene razón el Comisionado Néstor. Se baja la densidad en el pozo Rabasa a 1.6, pero venimos de una zona de presiones anormales altas francas con una densidad aproximadamente de 1.95 gr/cm3 y se bajan tres puntos de densidad a 1.65 y es acorde a lo estimado por las presiones de poro del yacimiento. Como en Rabasa nunca se ha explotado el Cretácico, seguramente tiene presiones de poro muy altas. Entonces sí se ve ese rango de caída en la presión de densidad, pero tal vez fue que no lo comenté, pero para la perforación del yacimiento del Rabasa van a llevar


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Hidrocarburos

el equipo MPD, Managed Pressure Drilling, en el cual van a permitir bajar la densidad del pozo, inclusive casi ir al ritmo de la presión de poro para poder manejar cualquier influjo que se les llegue a presentar y evitar dañar el yacimiento.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muy bien.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Creo que eso avala los comentarios que decía hace rato en el sentido de que perforar un pozo pues requiere muchas tecnologías y de muy alta especialización por parte del personal y de toda la gente que enseña las herramientas.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Yo quisiera comentar tratando de redondear también esto con el comentario del Comisionado y el comentario de Héctor. Una de las condiciones para perforar estos pozos lo que se debe cuidar sobre todo a esa profundidad donde está la rampa alta de presiones es asegurar el asentamiento de la tubería, el tener una completa hermeticidad para que en la siguiente etapa quizá ya en el momento de estar operando no necesiten esa presión de 1.60. ¿Verdad? Que vayan viendo sobre todo con la herramienta que se va a utilizar y se vaya optimizando y tenga que reducirlo. Porque sí, es una parte importante el tener menos elementos contaminantes, menos sólidos en suspensión, sobre todo a la altura del yacimiento para evitar daños a la permeabilidad.

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



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


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Hidrocarburos

ACUERDO CNH.E.21.009/: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 b. del

Reglamento Interno de la Comisión Nacional de

Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

emitió la Resolución por la que se autoriza a Pemex

Exploración y Producción la perforación del pozo

exploratorio terrestre Vinik-lEXP.


Hidrocarburos se pronunc:ia sobre la solicitud de

autorización para la perforación del pozo

exploratorio terrestre Mayacaste-101 EXP.


la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al ingeniero Raúl Ortíz

Salgado, Jefe de Departamento de Soporte Geológico y Geofísico.



"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Ortiz.

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO, INGENIERO RAÚL ORTIZ SALGADO.- Buenas tardes nuevamente Comisionada, Comisionados, compañeros de la CNH. Con la venia de la doctora Parres voy a presentar la solicitud de autorización de perforación del pozo exploratorio terrestre Mayacaste-101EXP del operador Mayacaste Oil & Gas. Como parte de la relación cronológica del proceso de autorización, el operador Mayacaste Oil & Gas ingresó su solicitud a la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 15 de febrero del año en curso. Se llevó a cabo la revisión documental de la información detectando diversos


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faltantes e inconsistencias en la información presentada y se realizó un oficio de prevención por el cual fue notificado el 1 de marzo. El operado atendió en tiempo y forma la prevención el 8 de marzo y, subsanando las prevenciones realizadas, el día de hoy 12 de abril la sometemos a consideración de este Órgano de Gobierno. El fundamento legal es el mismo que se ha sustentado en los tres pozos, lo daremos por (atendido).

Como datos generales, este pozo corresponde al Contrato para la Extracción de Hidrocarburos bajo la modalidad de licencia CNH-R01-L03-A13/2015. Este pozo se encuentra contemplado dentro de la modificación del Plan de Evaluación aprobado el 12 de julio de 2018 mediante la resolución CNH.E.40.001/18. La clasificación del pozo es un 103 referente a un pozo exploratorio en nuevo yacimiento. La elevación del pozo es de 3 metros sobre el nivel del mar o el terreno. Los objetivos geológicos es de 2,175 a 2,270 y de 2,270 a 2,310. Son dos arenas que son diferentes, por eso se nota la continuidad, pero realmente la arena es diferente. Esto es en el Plioceno Inferior en la formación Filisola. El hidrocarburo esperado es un aceite ligero de 30 grados API. La temperatura del yacimiento es 80 ºC, se encuentra una presión de yacimiento de 4,000 psi. El tipo de pozo es un direccional tipo "J". La profundidad programada es de 2,533 metros verticales que es igual a 2,700 metros desarrollados. El inicio de la perforación se tenía contemplado para el 16 de este mes, dando por terminado el 7 de mayo del año en curso. La terminación sería el mismo día que es el 7 de mayo y finiquitando el 13 de mayo del año en curso.

La perforación tiene un costo de 37 millones, la terminación tiene un costo de 11, dando un total de 49,481,745. El equipo de perforación es un equipo terrestre diésel eléctrico Gitsa-02 IPS con una potencia de malacate de 1,000 HP, una profundidad de perforación máxima de 3,500, un sistema de preventores de 5,000 psi. La profundidad de perforación no es tan alta, pero sí es ajustada al prospecto que se va a perforar. Como recurso prospectivo estimado, es 1.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y la probabilidad de éxito geológico es de 31.6%. Este pozo tiene pozos de correlación. El mismo Mayacaste-1 que está en la misma macro pera está a 16 metros. Tiene el pozo Tupilco-1001. El Tupilco-1001 es de otra asignación, pero comparte características geológicas con Mayacaste. Y bueno, también tiene el pozo de correlación Tupilco-1002.

de Gob;emo v;gés;m, Pdmern ses;ó, "'"º'd;o,c;a 12 deab,;1 de 2019 J 77

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Hidrocarburos

La trampa del pozo se trata de una estructura anticlinal tipo ro/1-over, el

cual está definido por fallas normales que separan cada uno de los bloques.

El eje principal de la estructura está a una dirección Suroeste y Noreste. En

la gráfica, bueno, en la imagen derecha se nota el prospecto en color rojo.

Se nota dos líneas, una azul, una verde. La azul representa el objetivo

primero que es de 2,299 metros desarrollados como cima y el siguiente es

de 2,398 también como cima el segundo objetivo. Las líneas punteadas

rojas son las fallas, pero realmente la falla más cercana le queda a 400

metros de su profundidad total, por lo cual no van a tener que atravesar

ninguna falla y bueno, eso asegura la continuidad de la perforación sin

problemas. Continuamos.

Ahora, el diseño del pozo, en el primer carril observamos el estado

mecánico. El pozo está contemplado para perforarse en tres etapas. La

conductora es de 13 3/8", va a ser anclado a 30 metros. La siguiente va a

ser perforada y se va anclar una TR a 9 5/8" a más menos 850 metros. Cabe

aclarar que el manto acuífero subbase la tiene a 800 metros, por lo cual se

asegura que no se contamine. Estas dos etapas se van a perforar con base

agua polimérica y la última etapa de 7" que va a llegar a 2,700 metros

desarrollados se perforará con emulsión inversa, es un tipo de perforación

base diésel.

La columna geológica que se representa en el siguiente carril muestra el

paraje solo. Dentro del paraje solo se encuentra el manto acuífero. La

siguiente ya es la formación Filísola que es donde se tiene el interés de

explorar. Como tercer carril, tenemos la ventana operativa. Dentro de la

ventaja operativa se muestra que es amplia. La primera curva café es la

presión de poro, la que se representa con color verde es la densidad de

lodo de perforación programada y la siguiente curva es el gradiente de

fractura. La curva roja que se muestra es la de sobrecarga. Observamos que

la línea verde que representa la densidad del lodo no sobrepasa a la de

fractura y bueno, cumple los estándares sometidos para la perforación. El

tipo de lodo como les comentaba, perdón, en la primera etapa es

polimérica y en la segunda de emulsión inversa. Para realizar esta ventana

operativa se utilizaron de diseño los pozos análogos, se vieron la columna

geológica y obviamente también las condiciones del yacimiento.


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Hidrocarburos .-

De los elementos de evaluación en el cumplimiento del artículo 32 de los lineamientos, el pozo exploratorio terrestre Mayacaste-101 está considerado dentro del Plan de Evaluación aprobado. Dentro del cumplimiento y requisitos que se hicieron el operador Mayacaste, todos cumplieron la regla del artículo 27, por lo cual también el soporte técnico que se dio fue necesario y ajustado para la selección del diseño. Todo esto se acreditó en los elementos que permitan alcanzar los objetivos geológicos durante la perforación, así como preservar la integridad del pozo durante su ciclo de vida. El operador demostró utilizar la tecnología adecuada para la realización de este pozo. Para el cumplimiento el artículo 39, la perforación del pozo Mayacaste aceleraría el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero y, si es exitoso, se contribuiría a la reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación. Como comentaba en el artículo previo, la utilización de la tecnología fue presentada dentro de los términos del artículo 27 y comparte lo mismo en el artículo 39. Por mi parte del pozo sería todo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Ortiz. ¿Algún comentario? Sí.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Una pregunta ingeniero. La última tubería es de 7" y en general todos los pozos que hemos visto terminan en 7", pero terminan como liners. Ese está terminando de acuerdo con la figurita no como liner sino como desde la superficie hasta el fondo. Si fuera un liner, se ahorrarían una tercera parte de la tubería de 7". ¿Cuál es la razón por la cual no hacen un liner ahí en lugar de este diseño? O no sé, a lo mejor es liner y estaba dibujado ahí.

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO, INGENIERO RAÚL ORTIZ SALGADO.- No, no, no, sí es superficial. En primero fueron por las características del cabezal, la configuración como venía que asentaba las tres tuberías. Y en segunda, el operador manifestó que hizo ello para garantizar la hermeticidad de la parte del manto acuífero porque sí tiene un espesor grande y que no se contamine.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero está la tubería de 9 5/8" y está la tubería de 13 3/8".


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JEFE DE DEPARTAMENTO DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO, INGENIERO RAÚL ORTIZ SALGADO.- Si, nada más que en la parte del manto acuífero solamente tendría la protección de 9 5/8" garantizando que la cementación quede en perfecto diseño. Pero si la cementación en algún momento es deficiente, con la TR de 7" garantizamos que esa migración no llegaría al interior del pozo. Usted tiene razón, eso haría que el operador gastara más en tubo, pero como prevención y hermeticidad del pozo, eso garantiza más que no haya migraciones de fluido hacia dentro del pozo.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo creo que debe quedar claro que no hay ninguna normatividad que obligue al operador a hacer eso, eso lo está haciendo el operador.

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO, INGENIERO RAÚL ORTIZ SALGADO.- No, es a gusto. Va a sonar un poquito laico, pero es a gusto del operador. Y vamos, dentro de la geometría se considera que eso es lo más hermético que puede existir. Sí puede meter un liner como usted considera, pero dejaría expuesta la zona de 9 5/8" si no se garantiza la cementación.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Si se hace un buen trabajo de liner también se asegura la hermeticidad, pero bueno, factor de miedo y seguridad.

JEFE DE DEPARTAMENTO DE SOPORTE GEOLÓGICO Y GEOFÍSICO, INGENIERO RAÚL ORTIZ SALGADO.- Definitivamente doctor.

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

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Si, nada más un comentario. Obviamente los operadores son los responsables de la perforación del pozo y creo que, bueno, en este sentido cuando sobre todo hay un acuífero, un posible acuífero en esta área, pues sí, el operador está asegurándose doble vez, haz de cuenta que está haciendo un doble aseguramiento para que tenga una hermeticidad el pozo. Y creo que esto es bueno, se va a gastar más, pero se está protegiendo al medio ambiente, principalmente esos acuíferos, porque es bastante somero donde están los acuíferos.


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COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario? Yo solamente en algunos, sobre todo para hacer el proceso de evaluación, hay reuniones de trabajo. Nos podrían comentar, ¿aquí hubo reuniones de trabajo con el operador?

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

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Este no lo marcaron y creo que a veces es relevante decir si hubo reuniones de trabajo en el proceso.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Inicialmente se hizo la etapa de prevención.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No se le escucha.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Que inicialmente se hizo la etapa de prevención definiendo 20 puntos para que respondiera el operador. Dada la cantidad de puntos y una serie de incógnitas que teníamos después de haber analizado la información, se propuso una reunión de trabajo el 19 de marzo, una reunión técnica donde asistió personal del operador, de la compañía Mayacaste, y se dilucidaron las diferentes opiniones con respecto a esos puntos que mencionaba en la prevención. Posteriormente, se hizo otra reunión de trabajo en alcance a esa primera con la finalidad de precisar ya digamos que los puntos definitivos, todo eso dentro del tiempo establecido para el análisis. Y una vez que se tuvo esa información, fue que tuvimos los elementos necesarios para poder hacer ...

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Pero se hicieron dos reuniones de trabajo.

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Dos reuniones de trabajo, así es.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Para lograr la suficiencia para el análisis.


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DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- La suficiencia documental, sí.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, muchas gracias. Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- A ver, yo nada más quisiera llamar a su atención un tema y pedir que pudieran aclarármelo. En pantalla está, bueno, en pantalla estoy yo, pero ahorita ponen el resolutivo por favor. El resolutivo primero dice que "se autoriza a Mayacaste Oil & Gas la perforación del pozo exploratorio terrestre Mayacaste con respecto a la localización propuesta por el operador petrolero en su solicitud y en los términos de la autorización que forman parte integrante de la presente resolución como anexo único". Y luego dice, "dicha autorización surtirá sus efectos hasta en tanto el operador cuente con aprobación de esta Comisión respecto de la prórroga del periodo adicional de evaluación, misma que deberá ser solicitada de conformidad con el 51 - bla, bla, bla -de los lineamientos que se publican hoy".

Y entonces me llama la atención pues los tiempos, ¿no? Este es un pozo que rebasa el periodo adicional de evaluación y estamos justificando ese rebase en los tiempos con un fundamento, con un artículo de unos lineamientos que no están en vigor. Se publicaron hoy, ¿no? O sea, yo entiendo la lógica. Lo que creo es que este pozo debió presentarse con este fundamento cuando el lineamiento estuviera vigente. O sea, estamos haciendo una cosa ahí rara. Entiendo la razón, entiendo lo que quisimos hacer, pero no sé si los tiempos. Creo que nos apresuramos pues, creo que esta solicitud se debió presentar cuando estos lineamientos ya estén en vigor, cosa pues que hoy no es el caso. Podrían explicarme esa parte porfa. Es muy jurídico el tema, entiendo que el tema es jurídico.

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

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEU ARROJO.- Muchas gracias Comisionada, Comisionados. Efectivamente los lineamientos para la presentación de planes de desarrollo, de exploración y desarrollo para la extracción se publicaron el día de hoy y entran en vigor al día siguiente de su publicación. Sin embargo, el propio operador al


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presentar su solicitud habría que aclarar que no la presentó y no la fundamentó en estos lineamientos. Es decir, no hizo una solicitud en unos lineamientos que no estuviesen vigentes. Nosotros estamos condicionando a que esta autorización entre en vigor, es decir, estamos aprobándola con los fundamentos actuales, es decir, con los mismos con los que el operador hizo la solicitud y con eso se está autorizando. Simplemente estamos introduciendo una condición que, como bien comenta el Comisionado, está basada en un lineamiento que apenas se publicó el día de hoy. Pero tanto la solicitud del operador como la resolución en cuanto a la autorización lisa y llana del pozo, se dio con los fundamentos que tenemos vigentes al día de hoy.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- O sea, va a tener que solicitar la aplicación de este periodo adicional. Va a tener que volver a venir y decir, "oye, para que surta efectos esta condición que me estás previendo, te pido que me apliques ahora sí el periodo adicional de los lineamientos".

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEU ARROJO.- Sí. Va a tener que venir a solicitar una prórroga para poder continuar con sus actividades de evaluación y actividades exploratorias, entre las cuales se encuentra este pozo. Pero, digamos, la prórroga que va a solicitar no es exclusivamente para este pozo, sino para poder continuar con todas sus actividades.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Está bien. Pues sí, o sea, está raro. En estricto sentido, creo que el operador debió venir cuando - insisto - estos lineamientos ya estaban vigentes pues para concederle en su casoeste periodo adicional. Está raro pues. ¿No? Yo solamente quería llamar asu atención esto pues porque evidentemente estos lineamientos sepublicaron hoy porque estamos dándole efectos a una autorización puescon base en una normatividad que no está en vigor al día de hoy.

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEU ARROJO.- Ahora, tal vez para darle más pulcritud al acto jurídico, habría que recordar que este tipo de actos administrativos como cualquier otro surten efectos cuando se notifican. Es decir, cuando notifiquemos este acto al operador los lineamientos ya estarán en vigor.


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COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿Cómo? Ah, los 10 días serádespués de mañana.

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEUARROJO.- O sea, sí, los 10 días que son el máximo que tenemos podríamoshacerlo el lunes o el martes y en ese momento los lineamientos ya estaránen vigor. Entonces ya será una norma que esté plenamente en vigor paracuando el acto jurídico surta efecto.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- O sea, yo no quiero ser literal.¿No? Aunque parece que lo estoy siendo. Pero si lo aprobáramos con laregulación que está vigente hoy, tendríamos que negarlo porque estárebasando el periodo de evaluación. ¿5í me explico? Lo que estamoshaciendo en realidad es abrirle una ventana de oportunidad con unoslineamientos que se publicaron hoy, que estos lineamientos de hoy que sepublicaron hoy le permiten al operador, a este y a todos los que estén enel supuesto, pues contar con una prórroga de su periodo adicional.Entonces ahí hay una cosa extraña. Lo estamos haciendo en beneficio deloperador, yo no tengo ningún problema, pero está extraño. Lo dijo nuestroabogado, lo estamos resolviendo con la regulación vigente al día de hoy.Con la regulación vigente al día de hoy tendríamos que negarle laautorización, creo yo. Pero bueno, estamos diciéndole ahí, "oye, ven,solicítame una autorización para una prórroga de tu periodo adicional deevaluación y entonces ya te sigues con las actividades previstas en tu plan".Insisto, yo simplemente no puedo dejar de señalar que me llamó laatención esta aplicación de una normatividad que no está vigente.Entiendo la razón de ser que creo que queda clara y bueno, pues nada más,nada más Gracias doctora.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. ¿Algún otrocomentario Comisionados? Por favor Secretaria Ejecutiva nos puede leer la

( propuesta de acuerdo."



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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Mayacaste Oil & Gas, S.A.P.I. de C.V., para realizar la perforación del pozo exploratorio terrestre Mayacaste-101EXP.


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 b. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a la empresa Mayacaste Oil & Gas, S.A.P.I. de C.V. la perforación del pozo exploratorio terrestre Mayacaste-101EXP.

11.11 Programa Anual de Capacitación 2019.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al maestro áscar Emilio Mendoza Serena, Director General de Finanzas, Adquisiciones y Servicios.

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

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor licenciado

Mendoza.


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DIRECTOR GENERAL DE FINANZAS, ADQUISICIONES Y SERVICIOS, MAESTRO ÓSCAR EMILIO MENDOZA SERENA.- Muchísimas gracias doctora, muy buenas tardes tengan ustedes. Trataré de ser lo más breve posible después de esta sesión maratónica que llevan. En cumplimiento al artículo 37, fracción 111 del reglamento de la Comisión, es responsabilidad de la Dirección General de Recursos Humanos presentar ante este comité el Plan Anual de Capacitación para 2019. En ese orden de ideas, la intención es presentar el trabajo que se desarrolló para poder darle un seguimiento a este plan.

Como podremos ver en la siguiente lámina, los trabajos relacionados fueron primero la identificación de acciones de capacitación requerida de los servidores públicos manifestada por cada Titular de Unidad que integra la Comisión. Con esto podemos integrar un plan general y de inicio que nos lleva a poder establecer los esfuerzos de capacitación que requieren nuestras áreas técnicas. En el apoyo, se vio la posibilidad económica que, como saben, el presupuesto de la Comisión es fluctuante en el sentido de que se va recuperando por vía aprovechamientos y con base a estos se podrán ir abasteciendo los recursos suficientes para cubrir los planes que así presentaron los Titulares de Unidad. En ese sentido, ya lo que procede es el registro de este Plan Anual de Capacitación en los sistemas de función pública. Previo a hacer esto, se requiere la autorización por parte de este comité. Asimismo, me gustaría solicitarles un seguimiento a este plan vía el comité de servicio profesional de carrera que entre sus funciones tiene el poder dar seguimiento a este plan y ver que se cumpla en su totalidad y logrando los esfuerzos o concretar los esfuerzos de capacitación en las áreas. ¿Alguna pregunta?

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

No habiendo más comentarios, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

1

adoptó el Acuerdo siguiente:

\ Ócgaoo de Gob;emo Vigésima Primera Sesión Extraordinaria 12 de abril de 2019

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Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de _los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y 37, fracción 111, inciso d. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, aprobó el Programa de Capacitación 2019 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 14:45 horas del día 12 de abril de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Vigésima Primera Sesión Extraordinaria de 2019 y agradeció a los presentes su asistencia y participación.

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

Alma Améri

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

Carla Gabriel

r Néstoromisionado

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado

Secretaria Ejecutiva


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i. - gob.mx...omás bien de aceite y a veces se le llama crudo, tenemos que para el 2019 prácticamente las cifras_ a nivel 3P se mantienen. Hablamos ahí de 19 miles de millones de