ÓRGANO DE GOBIERNO · 2019-09-03 · aceite de 31 grados API y bueno, las formaciones geológicas que tenemos en el campo son Cretácico Superior y Jurásico Superior Kimmeridgiano

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Comisión Nacional de

Hidrocarburos

ÓRGANO DE GOBIERNO

TRIGÉSIMA NOVENA SESIÓN EXTRAORDINARIA DE 2019

ACTA

En la Ciudad de México, siendo las 11:48 horas del día 12 de julio del año 2019, se reunieron en la sala de juntas de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en el piso 7 del edificio ubicado en la avenida Patriotismo 580, Colonia Nonoalco, Alcaldía Benito Juárez, C.P. 03700, Ciudad de México, los Comisionados Alma América Porres Luna, Néstor Martínez Romero, Sergio Henrivier Pimentel Vargas y Héctor Moreira Rodríguez. Estuvo también presente la Secretaria Ejecutiva Carla Gabriela González Rodríguez, con el objeto de celebrar la Trigésima Novena 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 220.0552/2019, de fecha 10 de julio de 2019, de conformidad con los artículos 10 y 25, fracción 11, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como 19, fracción 1, inciso d}, del Reglamento Interno de la Comisión. La sesión tuvo el carácter de pública.

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

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

Órgano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

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

Orden del Día

1.- Aprobación del Orden del Día

11.- Asuntos para autorización

{

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se

pronuncia sobre la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción

presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-

0001-2M-Campo Abkatún.


pronuncia sobre la solicitud de las empresas participantes, Hokchi

Energy, S.A. de C.V. y Talos Energy Offshore Mexico 2, S. de R.L. de C.V.,

para gravar su interés de participación del contrato CNH-R03-L01-AS-CS-

15/2018.


pronuncia sobre la modificación al Plan de Exploración presentado por

Hokchi Energy, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R03-L01-

AS-CS-15/2018.

11.4 Opinión técnica sobre la modificación del título de la Asignación AE-0006-

SM-Amoca-Yaxché-04.


pronuncia sobre la solicitud de autorización de Pemex Exploración y

Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas

someras Tlamatini-lEXP.


pronuncia sobre la solicitud de autorización de Pemex Exploración y

Órgano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de j"l;o de 2019 D2


Hidrocarburos

Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Hok-l0lEXP.

11.7 Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de autorización de Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas somerasXaxamani-2EXP.

11.- Asuntos para autorización

11.1 Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos se pronuncia sobre la

modificación al Plan de Desarrollo para la

Extracción presentado por Pemex Exploración

y Producción para la Asignación A-0001-2M

Campo Abkatún.

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

la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Alan lsaak

Barkley Velásquez, Director General Adjunto en la Dirección General de

Dictámenes de Extracción.

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

los términos que a continuación se transcriben:

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

DIRECTOR GENERAL ADJUNTO EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO ALAN ISAAK BARKLEY VELÁSQUEZ.- Buenos días, muchas gracias Comisionados. Efectivamente traemos para su consideración la modificación al Plan de Desarrollo para la Extracción de la asignación A-0001-2M-Campo Abkatún. Por favor. Bien, el ingreso de esta solicitud fue el 14 de diciembre. Posteriormente, el 22 de enero emitimos prevenciones. El operador atendió las prevenciones el 26 de febrero. Hubo una comparecencia el 3 de abril y efectivamente el 12 de


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Comisión Nacional de Hidrocarburos

julio estamos sometiéndolo para su aprobación. Por favor. Siguiente por favor.·

Bien, generalidades del campo Abkatún. Primeramente, es un campo con aproximadamente 40 años de historia de producción y bueno, este es una magnificación de la porción norte de la configuración estructural del campo, la cual cubre un área de 286 km2

. Fue descubierto en 1979, una porosidad de 8%. Una presión inicial de 386 kg/cm2

, actual de 185. Está por encima de la presión de saturación, la cual es 681 kg/cm2

. El aceite es un aceite de 31 grados API y bueno, las formaciones geológicas que tenemos en el campo son Cretácico Superior y Jurásico Superior Kimmeridgiano. El tirante de agua es de 35 hasta 44 metros en el bloque H al Norte. Mecanismos de empuje que se distinguen a lo largo de la explotación han sido la expansión de roca-fluido y empuje hidráulico. El factor volumen es 1.3, temperaturas 140 ºC y colindancias tenemos que está 12 km al este del campo Caan. Aquí, bueno, me gustaría hablar un poquito de los bloques. El bloque H es el bloque del Norte, es un bloque más joven que el bloque centro. Sin embargo, el bloque centro ha estado bajo inyección periférica. Como vemos, al sur de la porción bloque centro tenemos la inyección periférica que, bueno, terminó en 2006, lo cual, bueno, tiene un comportamiento bien diferenciado y la cercanía a los posibles inyectores en ese bloque centro es un posible factor de éxito para la explotación del mismo bloque. Siguiente por favor.

Bien, el alcance de la presente modificación. La asignación es productora de aceite a través de 13 pozos productores y son 129 pozos perforados. La modificación propuesta al día de hoy son cinco perforaciones y terminaciones; construcción de dos plataformas, una de proceso y otra de producción; 38 reparaciones menores, las cuales consideran conversiones a bombeo neumático y estimulaciones; construcción de dos duetos que serían de Abkatún-N hasta Abkatún-B con un ramal hacia Abkatún-F. Del lado derecho podemos ver el ramal propuesto. Y bueno, 28 taponamientos en el horizonte de la vigencia del Título de Asignación que es hacia 2034. Asimismo, a través de esta modificación, se planea recuperar un total de 40.2 millones de aceite y 46.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural con un costo de 3,000.76 millones de dólares.

rgano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

Bueno, aquí también yo quería resaltar el Título de Asignación cambió el

21 de mayo. Entonces en ese título se restringió en el polígono que

estamos viendo al Norte la parte del Jurásico Superior Kimmeridgiano

donde está el campo Kanab. Y bueno, evidentemente a raíz de la

aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción del campo Chec,

igualmente tuvimos una reconfiguración hacia el sur del campo Abkatún.

Sin embargo, bueno, toda esa parte hacia el Sur es un bloque de inyección

de agua para soporte y mantenimiento de presión. Entonces no afectó la

parte del campo Chec. Por favor, siguiente.

Bien. Como historia de producción tenemos etapa 1 que es el desarrollo

inicial alrededor de 1980-1982 que tuvo una máxima producción de

510,000 barriles diarios. Bien, de ahí la etapa segunda es un plató de

producción que tuvo un promedio de 300,000 barriles por día y en 1991 se

dio inicio a la recuperación secundaria a través de la inyección de agua. La

etapa 3 tuvo la declinación de la producción y el inicio, bueno, de pozos

con flujo fracciona! de agua. Y la etapa 4 finalmente se trata de

optimización de las condiciones operativas, es decir, sistemas artificiales,

implementación de ellos, estimulaciones y limpiezas. Siguiente por favor.

Bien. Como veíamos anteriormente, es bien diferenciado el

comportamiento y el comportamiento de presión de igual forma sufre un

efecto de recuperación secundaria. La pendiente que describe la

declinación, es decir el comportamiento de presión en el tiempo, pues

mostraba una franca declinación. Sin embargo, bueno, donde vemos el

inicio de la inyección de agua tuvo un soporte, un mantenimiento de

presión, lo cual pudo soportar el grado de extracción y con ello, bueno,

incrementó el factor de recuperación del campo. Y bueno, el día de hoy en

el bloque centro aún se encuentra bajo saturado. Y bueno, en el campo H

(a la derecha) vemos que sí es un comportamiento bien distinto, está

alejado de los inyectores, no tiene soporte de presión, es una pequeña

trampita, entonces es volumétrico y se llegó a presión de saturación 18

años, perdón, después de la explotación del primer aceite. Por favor.

Bien, los mecanismos de empuje en cada bloque han sido el efecto de la

recuperación secundaria que se tuvo. A la izquierda del bloque centro se

tuvo un mantenimiento del gráfico. El nomograma nos dice que es un

empuje por agua y el mecanismo de empuje para el bloque H pues


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Hidrocarburos

')

básicamente sería gas en solución, es decir, la expansión, mecanismo de

expansión roca-fluido. Siguiente por favor.

Bien, en cumplimiento a la Ley de Hidrocarburos, artículo 44, que es la

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

recuperac1on en condiciones económicamente viables. Bien,

primeramente vemos la evolución de las reservas de 2015 al último

ejercicio de 2019. De 2015 a 2016 hubo una reducción en 2P - perdón, en

probables - debido a la documentación de un bombeo neumático, el cual,

bueno, a 2019 no se llevó a cabo y se eliminó. Asimismo, la parte de

reservas se redujo debido al doble desplazamiento. Ellos tenían

contemplado un proyecto de inyección de gas. Asimismo, tenían un

modelo estático, el cual recalculó los volúmenes originales y vio que eran

menores, por ende, la reserva también se redujo a 2019.

Bien, y las alternativas de desarrollo que se tienen contempladas por el

asignatario son tres. Las tres contemplan básicamente las mismas

actividades de desarrollo, es decir, cinco pozos para perforación y

terminación, una reparación mayor. La 3 contempla 12 reparaciones

mayores y las reparaciones menores en las tres alternativas son de igual

forma. Sin embargo, la 3 tiene unas inversiones mucho mayores debido a

la inversión de gas para mantenimiento de presión. Eso hace que sea,

bueno, menos favorable económicamente hablando. La alternativa 2

contempla un dueto, reaperturas y bueno, un compresor, lo cual también

decrementa los ingresos. Y bueno, la alternativa 1 finalmente que es la

seleccionada, es la seleccionada debido a que el asignatario describe que

es la más favorable. Evidentemente puede traer producción en el tiempo y

bueno, incrementa el valor de la modificación. Los costos operativos se

incrementan igual debido al alto costo por el bombeo neumático. Siguiente

por favor.

Bien, para esta alternativa teníamos nosotros primeramente la declinación

que tenemos como historia ha sido, bueno, menos aprupta que lo

pronosticado. Eso permite una cierta consideración de parte del

asignatario de que existe potencial, sobre todo en el bloque norte que no

ha sido desarrollado, en el bloque H. Entonces ese bloque H se proponen

cuatro pozos y bueno, entonces también en Ronda O traíamos un máximo

de producción asociado al proyecto de doble desplazamiento, el cual,


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Hidrocarburos

bueno, no se va a llevar a cabo debido a las condiciones económicas que variaron, recálculos de volumen original, entre ellos. Y bueno, también podemos observar algo importante que la vigencia de la asignación es hasta 2034, sin embargo, el límite económico es a 2039. En esa fecha, 2034 en adelante, no se planean actividades petroleras, sin embargo, tienen pronóstico de producción y continúa por cinco años. Y bueno, para el gas igualmente tenemos un comportamiento lineal con respecto al petróleo, el cual, bueno, se ve beneficiado por el proyecto de doble desplazamiento, el cual, bueno, se decidió cancelar por el asignatario.

Bien, las actividades a realizar son básicamente desarrollo de 2019 a 2022, donde se planea la perforación de los cinco pozos y la construcción de dos plataformas, las cuales primero darán servicio a asignaciones contiguas con respecto a producción y otra va a ser para perforación de cuatro pozos, la Abkatún-K. Como reparaciones menores, tenemos que de la fecha hasta 2031 se vislumbran posibles estimulaciones, limpiezas y cambios de aparejo a bombeo neumático. Y bueno, como parte del abandono se planifican 28 taponamientos y 11 actividades de abandono. Por favor.

Bien, aquí hicimos un pequeño comparativo de campos análogos. Adicional a los nacionales que el asignatario propone, evidentemente tiene conocimiento del área, entonces seleccionamos dos con base en su tipo de fluido, litología, el sitio donde se encuentran, todos tienen que se marinos para que sean comparables, y el periodo geológico Cretácico. Entonces tenemos a la izquierda el campo Casa Blanca que se encuentra en el golfo de Valencia en España. Es un campo con 9.5% de porosidad, es una porosidad mayor que la de Abkatún. Y a la derecha tenemos el campo Fateh que tiene 13% de porosidad, es bastante mayorcito. Abkatún tiene 8%, entonces 13% de porosidad sí es bastante mayor. Y los grados API son 32 del campo Fateh y 34 del campo Casa Blanca.

Bien. Bueno, evidentemente que se llevó a cabo distintas actividades. Tiene mejores propiedades de roca y fluido el campo Fateh en Emiratos Árabes Unidos. Se usaron pozos horizontales para reducir la producción de agua y también se inyectó agua periférica, al igual que en Abkatún.

Bien, tenemos el aprovechamiento de gas natural. Aquí solamente me gustaría señalar el hecho del pronóstico de producción de gas natural del campo Abkatún y el aprovechamiento de gas van de la mano y son del 98%


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Hidrocarburos

de aprovechamiento para todas las asignaciones que da servicio la terminal hacia donde confluye la producción de gas.

Bien, los mecanismos de medición para producción de hidrocarburos. Bien, primeramente tenemos el esquema actual. Tenemos medición operacional, bombeo, se confluye de manera multifásica hacia el centro procesador de Abkatún-A que es una medición de referencia. Y bueno, en Abkatún-A temporal, que es la siguiente, tenemos separación, estabilización, deshidratación, medición y almacenamiento. Entonces ahí mismo como se separan ya confluyen a Poi-A y de Poi-A el petróleo fluye hacia 'la Terminal Marítima Dos Bocas y el gas fluye hasta el Centro Procesador de Gas en Atasta. Aquí mismo se tiene una medición de transferencia y finalmente el punto fiscal donde confluyen igualmente varias corrientes de Batab, Che, Akal, Caan, Esah que es la corriente futura que va a correr, lxtal y Taratunich. Se tiene medición fiscal en Ciudad Pemex y en Nuevo Pemex. Asimismo, para gas se tiene la Terminal Marítima Dos Bocas y el Centro Comercializador de Crudo Palomas.

Bien, la medición en 2020. Bueno, primeramente van a tener un ramal, el cual es objeto de la presente modificación del plan. El ramal hacia AbkatúnF y la línea directa hacia Abkatún-B. Asimismo, del lado izquierdo se muestra Abkatún-K, donde va a ser una plataforma recientemente construida para la perforación de cuatro pozos que propone el asignatario y Abkatún-H. Esa va a bombear multifásico de igual manera como vimos en la configuración anterior. Y bueno, el Centro Procesador Abkatún-A2 ese va a tener flexibilidad operativa con Abkatún-A temporal que es el que vimos anteriormente la que maneja todo el flujo de Abkatún y de varias otras corrientes. Y bueno, tenemos dos trenes de medición de igual manera, que es el tren A y tren B que es Coriolis y placa de orificio para que ya vayan separadas las corrientes, el gas y el aceite con el fin de individualizar la corriente de Abkatún debido a que, como vimos anteriormente, llegan varias corrientes de otras asignaciones. Y de igual manera tenemos los mismos puntos de medición fiscal.

Bien, el programa de inversiones. Tenemos como total de la modificación del Plan de Desarrollo 3,006.57 millones, los cuales 48% estarán en el rubro de producción, 30% en el rubro abandono y 20% en el rubro de desarrollo. Los rubros más importantes en cuanto al Programa de Inversiones son la �

de Gobierno Tcigésima No,eoa Seslóo htcaocdioacia 12 de j,lio de 2019 �'

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Hidrocarburos

operac,on de las instalaciones de producción debido a los costos del bombeo neumático y todo lo que conlleva el mismo.

Bien, por último, recomendaciones. Tenemos el monitoreo del avance del contacto agua-aceite. Tenemos la litología es bastante importante para seguir el contacto, es una litología fracturada carbonática, entonces tenemos nosotros que recomendar al operador que siga implementando sensores para medirlo. Y ya vimos que en el campo Fateh en Emiratos Árabes tuvo un buen éxito los pozos horizontales, entonces también recomendamos al asignatario considerar la viabilidad de los pozos horizontales dadas las fallas que se tienen en la estructura. Es todo por mi parte, muchas gracias.

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

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Gracias doctora Alma América. Es respecto al análisis de rentabilidad. ¿Lo que nos presentaron incluye hasta el año 2039 o hasta el año 2034? Porque había unas cifras ahí de 3,000 y otras de 2,400 cuando hacemos la suma. Por ejemplo, ahí son 3,000. Eso es 3,000 y abajo dice, "inversiones contempladas al límite de la asignación". Abajo. Esas son hasta el límite de la asignación. Pero había otras láminas en donde se plantea una cantidad diferente que yo creo que van al año 2034. La lámina, ¿cuál es esta? La 11, la lámina 11 por favor. En la lámina 11 las inversiones son 2,190 más 208 de gastos de operación, son como de 2,400. ¿No? 2,400 y el otro son 3,000. Entonces la pregunta es esto está considerado hasta 2034 y el otro está considerado hasta 2039, ¿verdad? Al parecer.

DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Sí. Los horizontes que nosotros consideramos Comisionado son a la vigencia de la asignación en lo que nosotros presentamos con los montos que hacemos la evaluación económica.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- OK. Es que una buena parte, si pudieron observar, es por el abandono. Abandono les va a costar muchísimo dinero, más del 30%. También está en alguna lámina. Entonces bueno, dado esta situación, igual que lo he hecho en otras ocasiones, a mí

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Hidrocarburos

me parece que debería la Secretaría de Energía dar asignaciones hasta el término del límite económico. En este sentido, mi propuesta y es una propuesta, es simplemente una recomendación hacia la Secretaría de Energía de que la asignación de Abkatún debería de ir hasta 2039, no hasta 2034, para maximizar el valor fundamentalmente.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perdón. Me quedé pensando. Aunque, o sea, el proyecto en sí es un proyecto que está, o sea, como proyecto como se mencionó está al fin digamos de su vida productiva. ¿No? El punto aquí es de que efectivamente si se ve que estamos al fin del proyecto y nosotros le cargamos el abandono - bueno, no le cargamos, está considerado el abandono - al final de cuentas efectivamente se ve no tan positivo el proyecto. Sin embargo, pues si se observa el proyecto pues está en su fase final. ¿No? Esto es lo que quizá dé forma de alguna manera, esta parte de la viabilidad económica de este tipo de proyectos que se estén presentando. Ingeniero Julio Treja.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXTRACCIÓN, INGENIERO JULIO TREJO MARTÍNEZ.- De hecho, si me permiten precisar. Habría que separarlo en dos. Ahorita la rentabilidad del proyecto se está tomando a partir de su modificación al límite económico. Es decir, que solamente considera el flujo de efectivo que se va a generar durante este periodo. Si queremos hacer una valoración integral de todo el proyecto, tendríamos que hacer una valoración recurrente desde el inicio de la producción a la fecha para ver cómo va el valor y después con lo que queda. Ahorita queda negativo en términos de que se está erogando algo que no se tenía contemplado que era el abandono. En ese sentido, por eso daba rentabilidad negativa. Ahora, en concordancia con lo que dice el doctor Néstor, en efecto. El límite de la asignación termina a 2034, sin embargo, se tienen cinco años más produciendo solamente y ahí se tienen actividades también de abandono. Entonces es correcto lo que dice el doctor Martínez.

/ COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, Comisionado. /¡

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo no estoy pidiendo que ahorita validemos un plan hasta 2039. La ley nos dice que tiene que ser hasta la vigencia y eso es lo que vamos a votar hoy, ¿no? Que sea hasta la vigencia. Y el planteamiento es que ojalá la Secretaría de Energía vea que


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Hidrocarburos

hay este tipo de dificultades o de anomalías o de características especiales de algunas de las asignaciones y contratos y que las lleven al final de la vida económica.

Por supuesto que si este análisis lo hacemos dentro de, pues qué será, en el 2020, 2025 por ejemplo, pues va a salir negativo. ¿No? Pero no quiere decir que sea negativo. Lo que pasa es que estamos viendo la parte final del proyecto, lo que le estamos cargando todo el abandono del inicio, por supuesto. Entonces sí nos vamos a ver más adelante algunos proyectos que salgan con VPN negativo y también hay que ver cómo los solucionamos, porque la ley dice que tienen que ser positivos. Entonces habría que tener un análisis diferente en donde se vea todo el proyecto en conjunto y no de aquí para adelante. Pero bueno, eso lo tendremos que ver, no es motivo de esto, adelante. Y bueno, yo sigo con mi recomendación que ojalá la Secretaría de Energía en todos estos casos de contratos o asignaciones que se pasan en su proyecto más allá de la asignación o del contrato, que los hagan más para adelante. Eso va a resolver muchos problemas y no hay que esperar hasta el 2034 a ver qué se hace en esa época, se podría hacer desde ahora.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Cuando vemos la tabla de la página 11, tenemos nosotros arriba que la parte de inversiones son 2,190 millones de dólares y abajo tenemos el valor presente neto de las inversiones que es 1,781. Pero si nos vamos a la página - iay, diosito santo! - 26. No, ¿dónde está? A ver. ¡Bendito! Según yo, dice 26 abajo, 26, no 6,26. En la página 26 tienes un valor presente neto de 613. No me quedaclaro cuál es la diferencia entre ellos. O sea, ¿de qué estamos hablando enesta?

f DIRECTORA GENERAL ADJUNTA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE ESTADÍSTICA Y EVALUACIÓN ECONÓMICA, MAESTRA BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA.- Es justo el valor presente neto de la inversión. Lo que presentamos Comisionado es en la lámina 11, la primera que veíamos donde estaban las tres alternativas en comparación, son la información que proporciona Pemex, son los datos que Pemex nos da. Lo que nosotros presentamos en la lámina 26 son los resultados que nosotros obtenemos

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Hidrocarburos

dado los insumos que tenemos del plan que propone Pemex con nuestras premisas. Lo que les podríamos comentar es que nosotros las tres alternativas corremos igual las tres alternativas en nuestros modelos y lo que corroboramos es que el sentido que obtiene Pemex es el mismo sentido que nosotros obtenemos en el análisis, sin que necesariamente eso implique que es el mismo monto.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- OK. Entonces nomás como una recomendación, otra vez para evitar la confusión. En uno es premisas y resultados de CNH y en el otro es propuesta de Pemex. OK, perfecto, está muy bien.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario más Comisionados? Por favor 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.39.001/19

Resolución por la que Hidrocarburos aprueba la

la Comisión modificación

Nacional al Plan

de de

Desarrollo para la Extracción presentado por Pemex Exploración y Producción para la Asignación A-0001-2MCampo Abkatún.

ACUERDO CNH.E.39.001/19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladon�s Coordinados en Materia Energética, 7, fracción 111 y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional ele Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad,

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Hidrocarburos

emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación

al Plan de Desarrollo para la Extracción presentado por

Pemex Exploración y Producción respecto de la Asignación

A-0001-2M-Campo Abkatún.


Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud

de las empresas participantes, Hokchi Energy,

S.A. de C.V. y Talos Energy Offshore Mexico 2,

S. de R.L. de C.V., para gravar su interés de

participación del contrato CNH-R03-L01-AS-CS-

15/2018.


la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al licenciado Joshua

Gamboa Dardón, Director General de Contratos.

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

términos que a continuación se transcriben:

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Licenciado Gamboa, por favor.

DIRECTOR GENERAL DE CONTRATOS, LICENCIADO JOSHUA GAMBOA DARDÓN.- Muchas gracias, buenas tardes. El día de hoy traemos a su consideración la constitución de gravámenes sobre los intereses de participación respecto de un contrato que deriva de la Ronda 3, licitación 1, específicamente el área 15, Cuencas del Sureste. El consorcio conformado por Talos y Hokchi nos solicitó gravar sus intereses de participación. Esto mediante la entrega de su solicitud y diversos documentos que analizamos al interior de la Dirección General y de la nueva Unidad de Contrataciones. La solicitud versa en lo siguiente. ¿Qué es esto Comisionados? El consorcio solicita gravar sus intereses de participación entre ellos mismos. Es decir, Talos a favor de Hokchi y Hokchi a favor de Talos. ¿Para qué? Para que dé un cumplimiento al Acuerdo de


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Hidrocarburos

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Operación Conjunta que tienen ellos dentro de su bloque. Es decir, en caso de que cayeran en un incumplimiento entre ellos mismos en su JOA, no ante la Comisión en su Contrato de Exploración y Extracción, ellos podrían ejecutar el gravamen que nos están solicitando y solicitar los intereses de participación de la otra parte.

¿Cómo funciona? Estamos en estos momentos en un primer paso, en un primer momento en donde estamos únicamente autorizando la constitución del gravamen respecto de los intereses de participación en este contrato. Sería un segundo momento en caso de que el contratista, entre ellos, incumplan su acuerdo de operación conjunta y soliciten que se modifiquen los intereses de participación derivado de la ejecución de este gravamen que en su caso autorice esta Comisión en este Órgano de Gobierno. Reitero, estamos en el primer momento únicamente autorizando la constitución del gravamen.

Para que tengan conocimiento de cómo está conformado el consorcio, es Hokchi Energy y Talos Energy, en donde Hokchi Energy es el operador y cuenta con el 75% de los intereses de participación. En estos momentos, no se está moviendo nada, seguimos con 75/25. Reitero, únicamente en caso de que se ejecute en un segundo momento podrían verse afectado estos intereses.

Ahora, la Ley de Hidrocarburos y el contrato nos establece el marco legal y contractual para efecto de que nos podamos pronunciar al respecto. El artículo 31 y el artículo 85 de la Ley de Hidrocarburos señala que la Comisión tendrá aquellas facultades establecidas en los Contratos para la Exploración y Extracción. Y a su vez, el artículo 85 establece una sanción administrativa en caso de que los operadores graven sus intereses de participación sin el conocimiento previo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Esto lo aterrizamos en el marco contractual, específicamente en las cláusulas 2.3 y 25.3 del contrato. En estas cláusulas se establece que, para poder dar en garantía o gravar los intereses de participación de las empresas participantes, se requerirá el consentimiento previo y por escrito de esta Comisión Nacional de Hidrocarburos. Es por ello que estamos en este momento presentándoles ante ustedes la solicitud.

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ª"° de Gob;emo Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

Ahora, quisiéramos hacer unas consideraciones muy generales. La primera es que la aprobación que llevemos a cabo en este momento en su caso no implica un pronunciamiento respecto o de la validez o de la idoneidad de los gravámenes y los contratos que nos presentaron. Nosotros revisamos el contrato de prenda que nos presentaron los contratistas tanto Hokchi como Talos para efecto de verificar que no estuvieran en contra de los Contratos de Exploración y Extracción. Asimismo, verificamos que en su caso la ejecución del gravamen no pusiera en riesgo la ejecución de las actividades petroleras. Esto lo revisamos y vimos que en efecto no sucede

alguna contradicción con nuestro CEE, sin embargo, no estamos validando su contrato que firman entre particulares ya que no es competencia de esta Comisión. Y otra consideración importante es que con la autorización en este momento no conlleva una transmisión de los intereses de participación. Es decir, el momento en donde quisieran ellos ejecutar la prenda y por lo tanto solicitar que se modifiquen los intereses de participación, tendrán que venir a la Comisión Nacional de Hidrocarburos para que en su caso lo autorice en términos de los Lineamientos de Cambio de Control y Cambio de Operador previamente emitidos por esta Comisión, dependiendo de los montos en los cuales se esté moviendo el contrato ya sea en términos de un aviso o una precalificación para un cambio de control o un cambio de operador en su caso.

Derivado de esto Comisionados, ponemos a su consideración la resolución, en la cual solicitamos se apruebe a las empresas participantes el gravamen de su 100% de su interés de participación a favor de la otra empresa participante, entre ellos mismos. Igual,. para efectos de los trámites administrativos, es notificar la resolución e inscribir la resolución en el registro público. Por. nuestra parte es todo Comisionados y estamos a espera de algún comentario.

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


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Hidrocarburos


Resolución por la que la Comisión Nacional de

Hidrocarburos aprueba que las empresas participantes,

Hokchi Energy, S.A. de C.V. y Talos Energy Offshore Mexico

2, S. de R.L. de C.V., graven su interés de participación del

Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos

bajo la modalidad de Producción Compartida en Aguas

Someras del Contrato CNH-R03-L01-AS-CS-15/2018.


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

XXVII, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados

en Materia Energética, 31 fracción VII de la Ley de

Hidrocarburos, así como 13, fracción XI del Reglamento

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

por la que se aprueba a las empresas Hokchi Energy, S.A.

de C.V. y Talos Energy Offshore Mexico 2, S. de R.L. de C.V.,

gravar su interés de participación del contrato para la

Exploración y Extracción de Hidrocarburos bajo la

modalidad de Producción co·mpartida en Aguas Someras,

CN H-R03-L01-AS-CS-15/2018.

11.3

ó gano de Gobierno

Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos se pronuncia sobre la modificación al Plan de Exploración presentado por Hokchi Energy, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R03-L01-AS-CS-15/2018.

Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos


la venia de la Comisionada Porres 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.- Gracias. Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Bueno, traemos a su consideración el dictamen con el cual se hace la modificación del Plan de Exploración del contrato AS-CS-15 de la Ronda 3.1 donde el operador es Hokchi Energy. En la siguiente vamos a ver el fundamento legal con el cual damos trámite a esta solicitud que está inscrito en la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, así como lo que está descrito en el Reglamento Interno de la Comisión y en los lineamientos que regulan este proceso, que vale la pena mencionar que esta modificación que traemos en este momento es una modificación que ya está regulada al amparo de los lineamientos que fueron publicados recientemente. Entonces ya cumple con aquellos requisitos, además de las cláusulas del propio contrato que está firmado con Hokchi Energy.

Para darles un poco del panorama de cuáles son las empresas colindantes con este bloque, el bloque que ustedes ven que nos ocupa ahora es este bloque que está con color rojo. Al Norte tiene colindancia con otro contrato del mismo opefador Hokchi Energy, pero de la licitación 1.1. Más al Norte, solamente una fracción, colinda con uno de los contratos ya de la parte también somera pero que opera Carigali. Y hacia la parte Oriental colinda con una de las asignaciones de Petróleos Mexicanos en aguas someras. Nos encontramos en la parte por supuesto de aguas someras del golfo de México.

En la que sigue entonces vemos ya una particularidad mayor acerca de la ubicación de esta área contractual. Se ubica prácticamente en la zona muy, muy cercana al puerto de Coatzacoalcos, el centroide digamos del polígono


17


Hidrocarburos

está a 3 km apenas del puerto de Coatzacoalcos en Veracruz y corresponde

a la provincia Salina del Istmo. Se encuentra digamos en la parte más

occidental de esta provincia salina en la parte de aguas someras.

Como antecedentes exploratorios, ya sabemos que hay adquisición de

sísmica 3D, particularmente en dos bloques, el Coatzacoalcos 3D y Rabón

Grande. También ha habido estudios exploratorios de caracterización que

han llevado a la perforación de algunos pozos. Entre 2002 y 2004 se

perforaron estos pozos, el Xaxamani-1, Xicope-1, Chichini-1 e lhzaz-1. Ahí

ustedes pueden ver en el mapa de la derecha dónde están localizados esos

pozos. Cabe mencionar que el pozo Xaxamani-1 fue productor de aceite y

gas que es el queda cercano a esta zona. Los tirantes de agua, al estar muy

cercanos a la costa, entonces son sumamente someros entre 20 a 25

metros aproximadamente y el área contractual son cerca de 262 km2•

Nos encontramos en este contrato en una etapa en donde se está

evaluando el potencial y podría llegar a la etapa de incorporación de

reservas. El objetivo entonces de la modificación de este Plan de

Exploración es confirmar el descubrimiento que ya se realizó con el pozo

Xaxamani-1 que les mencionaba en la lámina anterior, completando con

información exploratoria que no había sido alcanzada a tomarse con ese

pozo. Obtener por supuesto un mayor entendimiento de la roca

almacenadora, realizar el reprocesamiento de información sísmica que en

buena medida ya se hizo y por eso es que se representa como un elemento

que sustenta la ubicación o la reubicación del pozo Olmeca-1, también

estudios exploratorios y la perforación como escenario base de hasta dos

pozos exploratorios.

Para recordar, el anexo 5 del contrato considera 42,757 un'idades de

trabajo que se deben cumplir entre el compromiso mínimo y el incremento

al mismo. En la que sigue también nada más para recordarles la estrategia

exploratoria que se está siguiendo en este contrato es perforar el pozo

exploratorio Olmeca-1, confirmar si es que hay presencia de hidrocarburos

o no. En caso que haya, hacer una prueba de producción y, en caso de que

esta prueba de producción sea favorable, entonces perforar el pozo

Tolteca-1. En caso de que no hubiera presencia de hidrocarburos en la

perforación del pozo Olmeca-1, se reinterpretaría la sísmica y habría

algunos elementos técnicos para sustentar una perforación para que se

ó gano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

perfore el pozo Zapoteca. En caso de que la prueba de producción del pozo

Olmeca-1 no fuera favorable, también nos vamos hacia el mismo camino

hacia Zapoteca-1. Esa es la filosofía y la estrategia que está siguiendo el

operador en esta área contractual. Entonces la que sigue.

Vemos cuáles son las actividades que están inscritas en el plan. Es

importante recordar o mencionar mejor dicho que no se considera la

modificación respecto de las actividades que ya habían sido originalmente

aprobadas, bueno, propuestas y aprobadas en la resolución del 31 de mayo

de esta Comisión, en donde se aprobó la adquisición y reprocesamiento de

información sísmica, estudios exploratorios y la perforación de los pozos

exploratorios que ya mencionábamos. Entonces, recordando, hay dos

escenarios: el A y el B, en donde siempre el primer pozo es Olmeca-1 y en

el caso del escenario A el pozo que sigue es Tolteca y en el caso del

escenario B el pozo que sigue es Zapoteca. Ustedes ven aquí en el mapa

aquí está la localización del pozo Olmeca. La zona de Tolteca está

justamente al norte de Olmeca y la zona de Zapoteca pues ya queda mucho

más alejada de esta zona de la que estamos refiriéndonos.

En la que sigue ustedes van a ver cuál es el cronograma de las actividades.

Para el escenario A, vemos que ya se realizó este reprocesamiento sísmico,

que es lo que decíamos que llevó justamente a la reubicación del pozo. Se

estarán haciendo los trabajos de inversión sísmica. A lo largo de toda la

etapa exploratoria, se estarán realizando lo estudios exploratorios y vendrá

la perforación entonces del pozo Olmeca-1, seguido del pozo Tolteca-1. En

la siguiente van a ver el escenario B que es prácticamente lo mismo. Lo

único que cambia es que ahora aquí tenemos el pozo Zapoteca-1, pero los

tiempos son los mismos.

Ahora, en cuanto a las unidades de trabajo también revisamos. Hay un

ligero ajuste de 20 unidades de trabajo respecto a lo que se había aprobado

en el plan anterior, por eso es que se presenta. Las unidades de trabajo que

se afectaron están aquí justamente en la perforación del pozo. Eran 930,

ahora son 910. No obstante, se sigue cumpliendo lo que por compromiso

contractual se tiene que son 42,757. La contabilidad de unidades la

satisface en el escenario A y por supuesto en la que sigue ustedes ven en

el escenario B también se satisfacen. Son 58,000 y más unidades, entonces

con eso revisamos que se da cumplimiento a esto. La que sigue por favor.


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Hidrocarburos

Entonces como conclusiones vemos que la modificación. Bueno, previo a las conclusiones, perdón, me gustaría mencionar que una de las ventajas que tenemos con los nuevos lineamientos es que para las modificaciones de los Planes de Exploración solamente los operadores están obligados a documentar aquellas partes que se modifican del plan, no tienen que sustentar todo. Por eso es que ahora mencionamos solamente aquellas partes que se afectan y cuestiones como . el contenido nacional, la transferencia de tecnología, todo eso ya no se afecta, por lo tanto, ya no es motivo de traerlo a este Órgano de Gobierno. Entonces por eso las conclusiones se centran únicamente en que cumple con los requisitos establecidos en el artículo 41 del propio lineamiento que regula este procedimiento para la modificación del plan. Cumple con los requisitos establecidos también en el artículo 22 respecto de qué tienen que presentar para esta modificación. Y mediante los estudios que propuso el contratista, sobre todo respecto del resultado de la inversión sísmica, entonces la propuesta que tiene el contratista para perforar el pozo podría estar en oportunidad de confirmar el descubrimiento realizado por el pozo exploratorio Xaxamani-1, que es el que queda en esa estructura del prospecto Olmeca.

Por lo tanto, en la que sigue, la modificación del Plan de Exploración la advertimos técnicamente factible toda vez que las actividades planteadas por el operador permiten evaluar el potencial petrolero y sobre todo precisar el volumen de recursos a incorporar realizado ya por el pozo Xaxamani-1, por lo que sometemos a consideración del Órgano de Gobierno de la Comisión la aprobación de la modificación de este Plan de Exploración.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias maestro Hernández. ¿Algún comentario Comisionados? ¿No? Yo solamente tendría un comentario y es dado la nueva localización del pozo. O sea, hay dos razones, dado la nueva localización del pozo y dado de que el pozo Olrneca ya existe en los registros como nombre, en los registros de pozos perforados en el sistema petrolero nacional. El nombre, o sea, tendrá que ser cambiado. Yo sé que después viene alguna autorización referente a lo mismo. Sería bueno que quedara por escrito en el plan esas dos consideraciones. O sea, una que ya el nombre Olmeca no debería de ser dado que ya está inventariado digamos dentro de los pozos ya perforados


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Hidrocarburos

en México. Y segundo, es de que dado la nueva localización se tendría que relacionar con el yacimiento Xaxamani ya descubierto por Petróleos Mexicanos. O sea, que quedara explícito de alguna manera, no sé si ya lo tienen explícito.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Si, doctora. En el dictamen efectivamente se hace.explícito la parte del descubrimiento de Xaxamani y efectivamente, si bien no nos expresamos sobre un nombre en particular, sí pusimos un párrafo en el dictamen en donde decimos que se atienda la regulación de pozos, particularmente en la parte del nombre. Entonces está considerado.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Y lo mismo sí destacar que, dado que van a los mismos objetivos del pozo Xaxamani-1, este pozo no sería un nuevo descubrimiento si van a los mismos objetivos del caso de Xaxamani-1. ¿Sí?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Si, totalmente. Y de hecho así está documentado y la idea sería o parte digamos de la idea que tiene este pozo es confirmar aquel descubrimiento.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perfecto, muy bien.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Nada más por claridad. Olmeca no pueden utilizarlo, eso queda claro, pero el nombre que le van a poner al pozo el planteamiento es que tenga en el propio nombre ya alguna definición de que no es un pozo que va a descubrir o puede ser cualquier nombre, pero con ...

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, lo ideal sería que fuera ligado a Xaxamani, ¿no? Pero bueno.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- ¿Pero cómo quedaría? ¿Quedaría como una propuesta?

TITULAR DE LA UNIDAD TÉCNICA DE EXPLORACIÓN, DOCTOR FAUSTINO MONROY SANTIAGO.- Sí Comisionado, lo veríamos en la próxima visión del pozo, pero es Xaxamani-2.

ano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Entonces ya está, de alguna forma ya está.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, está. Pero digo, este debería quedar explícito en el dictamen de planes. ¿No? ¿Sí? OK, muchas gracias. Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."


{


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprueba modificación al Plan de Exploración presentado por Hokchi Energy, S.A. de C.V., relacionado con el contrato CNH-R03-L01-AS-CS-15/2018.


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, y XXVII, y 38, fracciones I y 111, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 31, fracción VIII y 44, último párrafo, de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, letra f. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se aprueba la modificación al Plan de Exploración presentado por Hokchi Energy, S.A. de C.V., relacionado con el Contrato CNH-R03-L01-AS-CS-15/2018.


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Hidrocarburos

11.4 Opinión técnica sobre la modificación del título

de la Asignación AE-0006-SM-Amoca-Yaxché-04.


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.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Gracias. Bueno, traemos, como bien lo dijo ya la Secretaria Ejecutiva, la propuesta para la opinión técnica respecto de la modificación de un Título de Asignación de Exploración de Pemex. El fundamento, si vamos a la que sigue, es el que está establecido en la Ley de Hidrocarburos, en la propia Ley de Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, el Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, que pide que exista una opinión para la modificación del título y el Reglamento Interno de la Comisión, que faculta a esta Dirección General a traer esta propuesta aquí.

Como antecedente, me gustaría recalcar - la anterior por favor - en este mapa nada más la localización de la asignación que estamos aquí proponiendo. Está frente a las costas de Tabasco y es una asignación que anteriormente tenía esta configuración que está con esta línea punteada en rojo. Perdón, está con la línea gris sólida y la nueva configuración es la que está punteada en rojo. Entonces hubo un cambio en la configuración geográfica de esa área previamente y de ahí es de donde nace que algunas actividades hayan quedado fuera de la misma. Entonces en la que sigue ahora sí.

La última modificación entonces les decía de esta asignación consistió en aumentar esa superficie. El aumento de la superficie fue de 944 km2

aproximadamente a 1,325 km2. Es decir, cerca de 40% de modificación en

cuanto al área. Y las actividades exploratorias quedaron aprobadas en el correspondiente Plan de Exploración. Este Plan de Exploración fue


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Hidrocarburos

aprobado en junio y hablamos del Plan de Exploración de la asignación

0051, que es la que está en el Sur. La asignación 0006 es la que está en el

Norte. Entonces cada una de estas asignaciones cuenta con sus Planes de

Exploración que fueron aprobados con aquellas resoluciones. La que sigue

por favor.

Vemos la solicitud de la Secretaría de Energía. Entonces, derivado de esa

modificación que se hizo al anexo 1 y a fin de que Petróleos Mexicanos se

encuentre en posibilidad de darle continuidad a sus operaciones que tiene

programadas, entonces la Secretaría de Energía solicita a esta Comisión

que haya la modificación del término y condición quinto, particularmente

en el inciso A del propio Título de Asignación. Aquí es importante

mencionar nada más las actividades que están llevándose a cabo aquí.

Ustedes pueden ver en este mapa estas figuras que están en color, esta

que está en color morado con achurado en diagonales es parte de una

actividad sísmica que se está llevando a cabo que es de Canin-Suuk. Este

otro cubo que se encuentra del lado oriental en azul es respecto a otro

cubo sísmico que se llama Tsimin-Tojual y además están prospectos del

escenario base y el escenario incremental en esta zona particularmente,

que es donde existe el límite que estaba previamente aquí y ahora el límite

está al Sur. Entonces hay algunos prospectos que quedaron en esta zona.

Recordemos que esta modificación que se dio previa tuvo una motivación

para mantener los descubrimientos que Pemex ha estado realizando en

esta área en una sola asignación, que eso fue digamos la motivación de

aquel momento. En la que sigue por favor.

Entonces vemos cuál es la propuesta en específico de la Secretaría de

Energía, donde añade a un párrafo que ya hoy existe en la asignación

algunos elementos. El párrafo es este y dice, "el periodo adicional de

exploración tendrá una duración de dos años y concluye el 27 de agosto de

2019. Durante dicho periodo, el asignatario realizará las actividades en

términos del Plan de Exploración que deberá ser presentado a la Comisión

para su aprobación en un plazo no mayor a 90 días hábiles posteriores al

11 de junio de 2019, mismos que deberán ser acordes con el compromiso

mínimo de trabajo establecido en el anexo 2 del presente Título de

Asignación. Para dar continuidad a las actividades del presente Título de

Asignación, el asignatario podrá seguir operando esta asignación al amparo

de los Planes de Exploración aprobados por la Comisión que guarden

Ó ano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

relación con el área de asignación que se especifica en el anexo 1 de este instrumento, hasta en tanto se cuenta con la aprobación del Plan de Exploración modificado". Lo que señalamos en negritas es justamente lo que se está añadiendo a ese párrafo que ya existe. Entonces sobre eso digamos es la solicitud de opinión de la Secretaría de Energía. En la que sigue por favor.

Entonces la Dirección General de Dictámenes de Exploración propone emitir esta presente opinión para modificar el término y condición quinto de esta asignación, la A-0006-SM-Amoca-Yaxché-04, tomando en consideración que dicha modificación pues permitirá dar continuidad a las actividades exploratorias programadas por Petróleos Mexicanos en esa zona, por lo que sometemos a consideración del Órgano de Gobierno de la CNH la presente oponión técnica.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Si vemos nosotros la página anterior, estamos hablando de que el periodo de exploración tendrá una duración de dos años y concluye el 27 de agosto del 2019. Entonces dado que el Plan de Exploración que se va a modificar pues va a exceder esa fecha, creo que deberíamos de emitir una recomendación a la Secretaría de Energía para que se extienda la duración de esta asignación, sino nos vamos a topar con un problema el 27 de agosto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK. Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- A ver, es que aquí está algo muy interesante. El 27 de agosto del 2019 en efecto concluye el periodo adicional de exploración, que es un periodo que está establecido en la Constitución en la Ronda O de asignaciones de exploración que en su momento SENER le otorgó a Pemex hace cinco años y termina la ahí asignación. Lo que dice la Constitución es que si tiene un éxito en la parte de las actividades exploratorias podrá seguir a la siguiente etapa que es la de desarrollo para la extracción. Y esta asignación en efecto tiene vi ahí cuatro campos o cinco de estos prioritarios que Pemex digamos ha identificado con esas características.

ano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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ó


Yo más que, digamos, porque lo digo que la propuesta si entendí bien del Comisionado doctor Moreira es recomendar a la SENER que amplíe el plazo porque pues claramente vamos exceder este plazo del 27 de agosto. Yo más que recomendar que lo prorrogue o digamos que lo extienda en el tiempo, yo creo que lo que tendríamos que hacer es advertir que esos 90 días que se están contemplando para la presentación pareciera de un nuevo plan, en realidad es la modificación del plan vigente. Que esos 90 días advertir sí que excederían el plazo del periodo adicional de exploración. Por lo que yo, más que recomendar exceder el plazo de Ronda O, lo que creo que deberíamos de hacer es acortar el periodo que SENER le estaría dando a PEP para presentar la modificación al plan y sí advertir desde luego que para que continúe con las actividades de exploración PEP deberá tener el título jurídico que ampare esas actividades. Seguramente será un nuevo, una nueva asignación y ya le entraremos a la discusión en su momento. Pero yo haría esa precisión. Ahora, ¿puedo seguir?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor Comisionado.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- A ver, esta presentación yo creo que estuvo muy clara, pero lo que estamos, lo que estaríamos aprobando es la opinión, que no es esta presentación. Si pudiéramos ponerla en pantalla, porque yo creo que vale la pena. Bueno, no sé si valga la pena, pero a mí me genera varias dudas la opinión, el texto de opinión que es lo que estaríamos aprobando, insisto, no la presentación. ¿La podemos poner en pantalla?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- El texto.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- El texto, es decir la opinión que es un documento que tiene nueve hojas. ¿No lo tenemos? Ah, OK, muchas gracias. A ver, esta opinión nos la solicitó SENER el 8 de julio, ahí está en pantalla. Nosotros la tuvimos lista el 9 de julio, es decir, al día siguiente y la estamos discutiendo hoy 12 de julio pues porque no pudimos tener sesión antes. Pero la opinión estuvo lista al día siguiente, horas después de que nos lo pidió SENER. Yo quisiera recorrer, y aquí está el doctor Faustino y está también el maestro Rodrigo Hernández. Yo quisiera recorrer, vámonos hacia abajo por favor. Ahí están las modificaciones que ha tenido esta asignación. La asignación nació en Ronda O como AE-0006-Amoca-Yaxché-04, con unos ceros ahí del lado izquierdo. Así nació y luego

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Hidrocarburos

tuvo varias modificaciones. Digo, yo creo que hubiera sido útil poner las fechas para tener un récord de cómo se ha ido modificando esta asignación. Pero digamos, dice el último párrafo que la última modificación al Título de Asignación SM-Amoca-Yaxché-04 fue emitida previa opinión técnica de esta Comisión, la cual fue solicitada por SENER el 5 de febrero del 2019 mediante oficio tal. ¿No? Sigamos hacia abajo por favor.

Luego viene otra tabla y ahí dice en negritas que es la asignación AE-0006-4M, pero ya esa asignación iba en SM. Entonces quiero pensar que es un dedazo. De no ser un dedazo, mucho agradecería que me explicaran qué pasó. Es decir, la tabla anterior llega a AE-0006-SM y eso tuvo lugar, según lo que dice abajo, el 5 de febrero del 2019. Esa es la última modificación. Luego viene otra tabla y en negritas ponen 4M. Insisto, creo que ese es un error de dedo porque dice abajo la Comisión emitió opinión respecto a las modificaciones propuestas a los Títulos de Asignación mencionados en la tabla 2 - que es esta - mediante la resolución CNH.E.22.002/19 de fecha 9 de mayo de este año. Pero entonces no es la 4M, es la SM. Es una primera pregunta para poderle seguir, porque si no, nos vamos a perder como me perdí yo. Podríamos aclarar ese, gracias.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Si, efectivamente Comisionado. Lo que sucede es que se ve mejor en la tabla 1, en la tabla 1 es más claro, como ponemos el Título de Asignación de la cual nos piden opinión y en qué acabó el título. Entonces siempre hay como una M ahí de desfase. Entonces ahora sí en la siguiente tabla, efectivamente para hacerlo consistente con el texto, deberíamos poner SM para que quede.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Es un error de dedo, muy bien. Es SM y no 4M. Vale mucho la pena corregirlo porque de lo contrario nos vamos a perder, creo yo. A ver, entonces ya quedamos que en la SM la opinamos la última modificación fue el 9 de mayo de este año. ¿No? Y luego dice las modificaciones que se incluyeron en la asignación SM involucró la reconfiguración espacial de los límites de la asignación. Dichos cambios superficiales se muestran en la tabla 3. Es decir, esta es otra modificación. Por eso dije que valdría quizá la pena ir poniendo las fechas para podernos ubicar más fácilmente. Esta que referimos ahora en la presentación, que

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Hidrocarburos

es una reconfiguración por la que la asignación pasó de 944 km2 a 1,325 km2

, entiendo es otra modificación.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.-No, es más cómo quedó de pasar de la 4M a la SM. Es como está actualmente.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿Entonces qué opinamos el 9 de mayo?

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.-Esta reconfiguración.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.-Esta, justo esta. OK. O sea, la tabla 2 es la misma que la tabla 3 con el error de dedo. Sigue siendo 9 de mayo. Y el 9 de mayo, o sea, SENER nos pidió. Es decir, ¿cuándo resolvimos? Porque yo dije al principio que SENER nos pidió opinión el 8 de julio, pero ahorita me estás diciendo que esta en realidad es del 9 de mayo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.-Si, es que se resolvió emitir esta opinión el 9 de mayo efectivamente cuando la asignación era 4M.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- No, pero ahí quedamos que es un error de dedo, ya era SM.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Era 4M y quedó como SM. Entonces hoy lo que están opinando es la SM y cuando se emita el título quedará como 6M.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pero entonces no es, pero a ver. i Perdón, eh! Perdónenme colegas el tiempo. Perdón, bajemos porta. Ya quedó corregido en el dedo que es SM en negritas y la fecha, bajemos más por favor, es 9 de mayo. Y luego dice las modificaciones que se incluyeron en la asignación SM involucró la reconfiguración espacial. <�No? Eso entiendo fue 8 de julio.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- No, tiene razón, ya entendí la situación.


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Hidrocarburos

Es que creo que hay un tema ahí de redacción que efectivamente cuando hablamos de la modificación de la asignación ya nos estamos refiriendo al actual y deberíamos ser más precisos diciendo a cuál se modificó. En este caso las últimas modificaciones que opinamos fueron modificaciones al título que se llamaba 4M y que una vez modificado por SENER quedó como SM. Entonces deberíamos siempre referirnos a que la última modificación que ya se aprobó siempre fueron a la 4M.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Entonces hay alguna inconsistencia o hay algo que no me queda claro a mí desde la primera tabla, porque al SM llegamos desde la primera tabla. Es decir, cuando referimos que hubo modificaciones y que la última fue en febrero del 2019. Si nos vamos hasta arriba.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Es que en febrero fue la solicitud y la resolución fue en mayo.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pero de la SM.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- No, de la modificación de la 4M.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- De la 4M para convertirse en SM.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Por eso, ya es SM. En febrero ya era solicitud para convertirse en SM. Ya era SM en mayo.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- En mayo se aprobó por el Órgano de Gobierno para que sí fuera SM.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Sigue siendo 4M.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Exacto.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- A ver, perdóneme abogada, sino me voy a perder. Sigue siendo 4M. Por eso creo que vale mucho la pena, insisto, en la opinión ir poniendo las fechas en las que fuimos en este Órgano de Gobierno digamos opinando la modificación de la asignación y


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Hidrocarburos

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luego la fecha en la que SENER modificó el título, para no perdernos. Pero sigo con la misma confusión. Es 4M y lo que nos están preguntando hoy, nos están pidiendo nuestra opinión es respecto de la ampliación de la reconfiguración de la asignación y eso lo hicieron ayer. ¿Qué nos presentaron el 8 de julio? Porque lo que yo dije, y lo dije porque así lo dice aquí, es que el 8 de julio nos pidieron la opinión técnica y yo dije horas después la tuvimos lista, o sea, el 9 de julio. ¿Qué nos pidieron el 8?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- A ver, creo que está bien tal cual está. Nada más si me permiten explicar un poco la situación y voy a explicarlo con mis palabras, ya después vemos qué está escrito. ¿No? O sea, lo que pasó en algún momento es de que había dos asignaciones y lo que pidió SENER en algún momento fue la opinión para juntar esas dos asignaciones y que se llamara de una sola manera. ¿No? O sea, se juntaron - según yo entiendo - la asignación que nos ponían la Sur y la Norte queera la 0006 y la 0051. En ese momento, o sea, vamos a hablar de dostiempos. O sea, sí se tiene. O sea, en conjunto tenemos la Amoca-Yaxché5M. O sea, cuando se juntó es la 5M, pero nosotros lo que queremos opinaren este momento es de que él plan que se tenga vigente era el anterior queera cuando era 4M. ¿Correcto? O sea, que siga vigente los planesanteriores. ¿sí? O sea, porque ahorita no hay un plan nuevo digamos parala 5M. O sea, lo que se requiere es que los planes que se tenía cuando era4M y la 0051, ahorita todavía estén vigentes.

Entonces esto se hizo en algún momento del tiempo, fue juntarlas, se amplió el área de asignación y quedó en 5M que fue la última, que es lo que dice aquí. La última modificación es correcta. Ahora, lo que nos están pidiendo de opinión actual es de que nosotros no tenemos un plan vigente para la 5M, la tenemos para la 4M. ¿Sí? Entonces que lo que sea válido sean los planes que teníamos anteriormente que puede ser el de la 4M y el de la, no sé cómo se llamaba esta, para que puedan de alguna manera hacer actividades mientras presentan el plan.

Entonces de alguna manera es el párrafo que se está corrigiendo en este momento y que se está haciendo un transitorio porque dice, bueno, yo tengo una asignación más grande que es la que quedó de la 5M que se hizo en algún momento de la historia que creo el último 9 de mayo voy a ponerlo. Y ahora, el 8 de julio lo que nos están pidiendo es, oye, yo todavía


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Hidrocarburos

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no he presentado un plan. O sea, dice SENER no han presentado plan, ¿pero pueden hacer actividades aquí y acá? iAh, caray! Pues no, porque aquí nada más teníamos el de este lado, no teníamos el de este lado. Entonces debe de haber planes anteriores que tuvieran actividades en esto. Entonces lo que quiere poner es un transitorio que, mientras presentan un plan integrado del SM, que puedan ser válidos los planes que teníamos en una asignación AE-0006 que era la 4M y el de abajo - que no sé cómo se llamaba - que es este. Eso es todo lo que tenemos. O sean creo que ese es el punto que no sé, creo que no está suficientemente explicado o eso es lo que se quiso explicar en esta resolución. Pero, o sea, los 4M ylos SM sí están bien. O sea, no hay error de dedo.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Yo creo que vale la pena hacer esa tabla donde quede muy claro cuándo se solicitó la opinión, cuándo se modifica el título y así podemos dar un registro más sencillo de cómo fue evolucionando en el tiempo y que la última modificación que se aprobó fue la del área y hoy nada más es la del párrafo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, lo único que se quiere hacer es hacer una especie de agregado que es lo que puso al final el maestro Hernández que es opinar. No sé si lo pueden poner en el último párrafo ahora sí que de la presentación.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- De la presentación.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Si, lo de los planes.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- La 6 por favor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- La 6, ahí mismo. Que es esto, ¿no? O sea, antes lo que decía es de que se tenía que presentar un plan de la SM ya integrado y ahora lo que se quiere poner es que "para dar continuidad a las actividades del presente Título de Asignación, el asignatario podrá seguir operando esta asignación al amparo de los planes - sea la 4M, o sea, el plan que tenía en la 4M o el que tenía en Mezcalapaque era la del Sur - aprobados por la Comisión que guarden relación con


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Hidrocarburos

las áreas de asignación que se especifica en el anexo 1 de este instrumento, hasta tanto cuente con la aprobación del plan modificado", que es el SM.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- A ver, OK, correcto. Muchas gracias doctora. Yo sugeriría, perdón, ¿puedo?

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Perdón, eh, trataré de ser breve. Yo sugeriría entonces acotar el periodo que SENER en el título le estaría dando a PEP para presentar la modificación, porque aquí - insisto -pareciera que es un nuevo plan, para presentar la modificación al plan vigente para que se ajuste. Eso yo creo que sería indispensable en términos de la Ronda O. Y dos, pregunta: ¿Esto que está en negritas en pantalla ya lo habíamos dicho antes o lo estamos diciendo apenas en este último?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Es en esta última.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Apenas, apenas.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- ¿Nunca antes lo habíamos dicho en ninguna otra opinión?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- OK.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Bueno, en asignaciones de exploración es la primera vez que lo opinamos, porque hay un antecedente sobre una asignación de extracción.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, pero bueno, en esta.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- No, en esta, en esta.

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Ah, en esta no, esta es la primera vez.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- En esta de Amoca-Yaxché nunca lo habíamos dicho antes.


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Hidrocarburos

DIRECTOR GENERAL DE DICTÁMENES DE EXPLORACIÓN, MAESTRO RODRIGO HERNÁNDEZ ORDOÑEZ.- Si, nunca, nunca.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- OK. Bueno, está bien. De acuerdo, si se ajusta el tema de los tiempos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ahora sí Comisionado Martínez, perdón.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, mis comentarios son más de tipo técnico de ingeniería. Pues sí ha habido muchas modificaciones porque esto es un área de exploración y realmente no se tiene certidumbre de qué es lo que se puede encontrar ahí. Y hay que recordar que en 2014 se le otorgaron a Pemex tres años y más adelante se le dieron dos años, a los particulares le dieron. cinco, entonces bueno, se ajustó. Eso es importante.

Lo otro que también es importante es que ellos están solicitando hacer el cambio. SENER nos está pidiendo nuestra opinión y en este caso es una opinión no vinculante. Entonces bueno, desde el punto de vista de ingeniería yo considero que esta modificación va hacia la maximización de valor del área. Entonces yo pues por supuesto que estoy a favor de que hagan la modificación, aunque - como lo dije hace rato - SENER la puede hacer porque nuestra opinión no es vinculante. ¿No? Y seguramente que pues más adelante la gente que nos está viendo se va a dar cuenta que esto es un antecedente para un pozo que más adelante vamos a aprobar o desaprobar, aprobar seguramente. Bueno, no me quiero meter en problemas. Pero la situación que quiero enfatizar es que SENER va a hacer el cambio. ¿Sí? Que no es una postura de nosotros que hagan cambio, ellos lo van a hacer y pues todos los comentarios que se han dicho pues van a estar planteados en nuestra asesoría, que fundamentalmente es una asesoría. Gracias.

/j COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias, y es una opiniónúnicamente en el párrafo. Quizá toda la historia de cómo se modificaron las asignaciones metió un poco de ruido en este momento. Si no hay más comentarios. ¿No? Secretaria Ejecutiva, nos haría el favor de leer la propuesta de acuerdo."


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Hidrocarburos

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


Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111 y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 6 de la Ley de Hidrocarburos, y 13, fracción 11, inciso b. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, con base en el documento de análisis presentado, emitió· opinión respecto de la modificación del título de la Asignación AE-0006-SM-Amoca-Yaxché-04.


Hidrocarburos se pronuncia sobre la solicitud de

autorización de Pemex Exploración y Producción

para realizar la perforación del pozo exploratorio

en aguas someras Tlamatini-lEXP.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Héctor Silva González, Director de Área en la Dirección General de Autorizaciones de Exploración.

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

"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Silva.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Secretaria Ejecutiva, buenas tardes. En esta ocasión traemos para su consideración la solicitud de autorización de la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Tlamatini-EXP, cuyo


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Hidrocarburos

significado es "sabio" en lengua chontal. Es del explorador petrolero PemexExploración y Producción. Como parte del proceso de autorización, estasolicitud se recibió el día 3 de junio del 2019. Hubo una prevención el día17. Dos días después fue atendida por el operador petrolero y en estaocasión el día 12 de julio traemos para su consideración la solicitud deautorización de este pozo.

El fundamento legal, como en todos los pozos, es la Ley de Hidrocarburos,la.cual faculta a la Comisión para emitir autorizaciones de la perforación depozos; la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en MateriaEnergética, en donde se establecen las atribuciones de los ÓrganosReguladores Coordinados; el Reglamento Interno de la CNH, en donde seestablecen las facultades para el Órgano de Gobierno y para cada una delas Direcciones Generales de esta Comisión; y los Lineamientos dePerforación de Pozos, en donde se establecen los requisitos yprocedimientos para la autorización de la perforación de pozos.

Este pozo pertenece a la asignación AE-0006-5M-Amoca-Yaxché, que esprecisamente el punto anterior que se estuvo tratando. Con la nuevareconfiguración, este pozo queda dentro de esta asignación. Suclasificación es un pozo exploratorio en un nuevo campo. Está ubicado enaguas de la planicie costera del golfo de México en el estado de Tabasco,en un tirante de agua de 26 metros. Adicionalmente, geográficamente selocaliza a 31.8 km al noroeste del puerto de Dos Bocas dentro de laasignación, como ya se comentó, la AE-0006-5M. Tiene dos objetivos,ambos son del Terciario Comisionados. Es el Plioceno Inferior y el MiocenoSuperior en un intervalo de 1,720 a 1,752 metros verticales para el primerobjetivo y el segundo objetivo de 3,301 a 3,328 metros verticales. Se estimaencontrar hidrocarburo mediano de 28 y 23 grados API. Su trayectoria esdireccional, es un pozo direccional tipo J. Va a iniciar su desviación a 1,600metros con una tasa de construcción de 1.5 grados cada 30 metros y un

;; desplazamiento total de 1,162 metros .. /

Como podemos observar en la lámina en donde está ubicado el pozo, tienepozos de correlación Petlani-1,Tlacame-1, Pokche y Chejekbal. EL pozo máscercano está ubicado a 3.5 km del prospecto. Su principal pozo decorrelación fue el pozo Petlani-1. Por lo que respecta a las distancias deeste pozo con los límites del área contractual, la más cercana se encuentra


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al Sur a 4.9 km. Este pozo tiene un direccional con azimuth a 343 grados, por lo tanto, su desplazamiento va a ir casi al Norte. Entonces no hay problema de que este pozo se vaya a salir dentro de la asignación, de la nueva configuración de la asignación. Para la perforación se estiman 63 días y terminación y abandono 43 días. El costo de este pozo es de 817 millones de pesos totales, distribuidos en perforación en 518 y terminación y abandono 299. Se va a perforar con la plataforma que se observa en pantalla. Es una plataforma tipo autoelevable Campeche-9024 con una capacidad de 3,000 caballos de fuerza, un tirante máximo de perforación de 122 metros aproximadamente y una profundidad de perforación de aproximadamente 10,600 metros. Cuenta con preventores de 10,000 y 15,000 psi y con un top drive de 750 toneladas de manera general. Para la perforación de este pozo, se estima un recurso prospectivo de 75 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con una probabilidad de éxito geológico del 58%.

En la siguiente diapositiva podemos observar el tipo de trampa. El tipo de trampa es combinada Comisionados. Corresponde a un anticlinal que tiene cierre contra falla, fallas normales en la parte Norte y en la parte Sur tanto para los objetivos del Plioceno Inferior como Mioceno Superior. Y a los lados, que correspondería al Este, Oeste, es cierre natural. Su parte de componente estratigráfica corresponde a un cambio lateral de facies. En la parte derecha se puede observar una línea sísmica correspondiente al mapa del Mioceno Superior que va de manera general de Noreste a Sureste y donde se observa el pozo del cual estamos hablando el día de hoy que es el pozo Tlamatini-1EXP con su trayectoria tipo J y los objetivos, el primer objetivo correspondiente al Plioceno Inferior y el segundo correspondiente al Mioceno Superior. Los pozos de correlación que se observan también en esa sísmica es el pozo Petlani y el pozo Onix. De manera general, esa es la descripción de la trampa.

Entrando propiamente al diseño del pozo, en la figura podemos observar tres carriles. En el carril de la izquierda está la columna geológica que es una columna que comprende sedimentos del Terciario. Los objetivos corresponden al Plioceno Inferior y se observan en rojo ubicados en la columna geológica que es el Plioceno Inferior, uno, y el Mioceno Superior que es el segundo objetivo. En la parte central está la ventana operativa

Q que consta de las curvas de presión de poro en línea roja y su respectivo


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Hidrocarburos

margen de seguridad en línea punteada también roja. La siguiente curva es

una curva de colapso que básicamente proporciona la densidad mínima

necesaria arriba de esa densidad para mantener el pozo en estabilidad, que

no se vaya a derrumbar. La siguiente curva es la curva de perfil de

densidades programadas para la perforación de este pozo. Como podemos

observar, las densidades están encima de esta curva de colapso y también

están debajo de la curva de gradiente de fractura que es la azul con su

respectivo margen de seguridad. Y adicionalmente pues el operador nos

mostró, nos puso la curva de sobrecarga que es la rosa.

El esquema del pozo, la arquitectura, costa de cuatro tuberías de

revestimiento. Una tubería conductora de 30" asentada a 250 metros. La

siguiente tubería de revestimiento es una tubería de 20" asentada a 1,100

metros, cuyo principal objetivo es permitir la instalación de los preventores. Esta etapa se va a perforar sin preventores. Cuando se

cemente esta tubería, se van a instalar los preventores. Va a aislar los

acuíf�ros superficiales que puedan existir desde los 250 metros a los 1,100

metros. Y como ven, está asentada en la zona de transición. Tiene objetivo

adicional de ganar gradiente para la siguiente etapa de perforación. La

siguiente tubería de revestimiento es la de 9 5/8" que esa va a ir a la

profundidad de 2,370 metros. Su principal objetivo es aislar el primer

intervalo de interés correspondiente al Plioceno Inferior. Y la siguiente

tubería, que es una tubería, un liner y complemento de 9 5/8", será

asentada hasta la profuncJidad total a 3,952 metros y tiene como objetivo

aislar el segundo intervalo de interés. Este es básicamente el diseño del pozo Comisionados.

Por lo que respecta a la Dirección General de Autorizaciones, se evaluaron

el cumplimiento de los artículos 32 de los Lineamientos de Perforación de

Pozos, el cual habla, específicamente describe cada uno de los elementos

que debe cumplir con el artículo 27. Entre ellos se mencionan las

coordenadas del pozo, el estudio de riesgos someros, el estudio

geotécnico. Todo eso fue revisado en la solicitud de autorización de este

pozo. Adicionalmente, todos esos elementos respaldan el soporte técnico

para el diseño de este pozo y acreditan los elementos que permitan

alcanzar los objetivos que ya se mencionaron. Otro de los puntos importantes para la autorización de pozos es· que esté contemplado dentro

de un plan aprobado. Este pozo precisamente está contemplado dentro del


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Hidrocarburos

Plan de Exploración que se aprobó mediante la resolución CNH.E.37.001/18 del 20 de junio del 2018.

El siguiente elemento a evaluar es el cumplimiento del artículo 39 de los Órganos Reguladores. Por lo que respecta con la perforación de este pozo, se va a acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país. En caso de ser exitoso, va a contribuir a la reposición de reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética. Y por lo que respecta a la utilización de la tecnología, se mencionó que básicamente evaluamos que se utilizara la tecnología adecuada, los diámetros de tubería de revestimiento, grado, peso, libraje, las presiones internas, presión externa, colapso, tensión, los factores de seguridad, el mismo equipo de perforación, las sartas de perforación y los fluidos de perforación del pozo. Con esto concluiría la perforación del pozo. Estoy a la orden.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario? Si, Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, los Lineamientos de Pozos plantean que debemos buscar la integridad de la construcción. Me llama mucho la atención y de eso no tengo ninguna duda, yo estoy a favor de la aprobación. Pero quiero hacer algunos comentarios basados en la rentabilidad de los proyectos y que fundamentalmente buscan la disminución de costos, la agilización de las actividades para hacerlo más rápido. Y hay una lámina donde está el equipo que se va a utilizar y se nota que esta muy sobrado. Por ejemplo, se ve que el tirante de agua son 26 metros, son aguas someras, son someras, someras, 26, pero el equipo puede perforar hasta 122 y puede llegar a una profundidad de 10,668 verticales. El pozo va a 3,600.

Entonces es una recomendación que Petróleos Mexicanos deberá buscar de alguna forma bajar los costos, pero fundamentalmente ocupar los equipos que ellos pudieran tener. Yo no sé si esto lo tengan, pero es un comentario, no quiero que me contesten nada. Simplemente es que se busque que en la medida que se van haciendo los pozos que está perforando Pemex y que va detonar mucha actividad, sean con equipos propios porque eso fundamentalmente genera un contenido nacional, que


una buena parte del presupuesto vaya al contenido nacional que son los

�,.,

equipos de Pemex. Si no fuera así, pues tendrán que contratarlos por

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;¡


Hidrocarburos

supuesto y buscar las economías no solamente en los equipos, sino en todos los materiales que se requieren como los lodos de perforación, como las tuberías de revestimiento. Entonces es un comentario general para el contenido nacional. Y también el otro comentario es que pues la tecnología, los recursos humanos que se requieren, pues deben ser los más adecuados y que además que ojalá estén bien motivados para que maximicen el valor.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Gracias. Comisionado Pimentel.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Gracias colegas, es que yo tengo un prurito. A ver. Bueno, no se dijo en la exposición, pero la resolución está condicionando la autorización de este pozo a que la Secretaría de Energía modifique el Título de Asignación en los términos pues que ella mejor considere pues ojalá tomando en cuenta la opinión de esta Comisión respecto del tiempo. ¿No? Eso no se dijo entiendo, pero está claramente establecido así en la resolución. Esto es los efectos de la resolución por lo que estaríamos autorizando serían los siguientes. PEP podría perforar el pozo Tlamatini hasta que la Secretaría de Energía modificara el título de la asignación SM-Amoca-Yaxché-04. ¿No? A ver, yo quisiera que me ayudaran a entender una cosa.

Lo que ya aprobamos en la opinión de la modificación al título es que, lo decía la doctora, un régimen transitorio que, hasta en tanto no se apruebe la modificación del Plan de Exploración que PEP tendría que presentar porque se modificó el Título de Asignación, se reconfiguró y se le dio más terreno, que hasta en tanto no presente ese plan PEP puede seguir operando al amparo del plan previamente aprobado por esta Comisión. Y mi prurito es el siguiente, a ver. El orden para que un operador pueda perforar es el siguiente y déjenme me concentro en PEP, porque sino me voy a extender mucho y no es la idea. Déjenme hablar de PEP porque es el caso que estamos analizando. Para que PEP pueda solicitar la autorización de una perforación de un pozo tiene que existir lo siguiente. Tiene que haber una asignación, tiene que haber un Título de Asignación que le haya otorgado SENER, tiene que haber un Plan de Exploración que haya presentado PEP a esta Comisión Nacional de Hidrocarburos y que haya sido aprobado y que en ese plan se prevea el pozo en cuestión. Eso es como

ó ano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

debe ser, es lo que dice la regulación de perforación de pozos de este Órgano Regulador.

Y entonces la pregunta que yo hago es cuando SENER modifique el Título de Asignación, que ojalá lo haga muy pronto para que PEP pueda perforar. Yo ahí no tengo inconveniente, por supuesto que todos queremos que PEP siga operando. Cuando eso suceda, ¿cuál será el plan que será el sustento del pozo Tlamatini? Pregunto y dejo constancia de que nosotros le dijimos a SENER que no podíamos aprobar la solicitud de PEP porque no se contaba con un Plan de Exploración que amparara su ejecución, porque estaba en un área de asignación Mezcalapa-01 que, cuando se reconfiguró junto con Amoca-Yaxché-04, el pozo Tlamatini dejó de estar en el espacio geográfico de la asignación Mezcalapa y ahora se encuentra en el espacio geográfico de Amoca. Entonces la pregunta que lanzo es cuando SENER modifique el Título de Asignación, ¿con qué plan o al amparo de qué plan va a perforar PEP el pozo Tlamatini?

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Yo quisiera hacer un comentario si me permite.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Contestando, ¿no?

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Si, contestando un poco esto.

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

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- En principio sí aceptamos hubo un error en esta parte donde se menciona que está considerado en el Plan de Exploración aprobado en esta resolución. Precisamente en la autorización correspondiente ya se hace mención a lo que el Comisionado acaba de manifestar y quiero citar que en esta parte se dice que "la autorización materia de la presente resolución deberá quedar sujeta a que la Secretaría de Energía modifique dicho Título de Asignación a fin de que el operador petrolero esté en posibilidad de ejecutar el pozo exploratorio en aguas someras Tlamatini-lEXP, entre otras actividades".


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Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Al amparo de qué plan?

DIRECTOR GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO JOSÉ ANTONIO ALCÁNTARA MAYIDA.- Ese es con respecto a esto. Y el plan que tendría que quedar al amparo del manifestado del 0006 de AmocaYaxché. Al amparo de ese plan debería quedar, que es donde está ahorita actualmente la nueva asignación, a reserva de que el jurídico tenga otra opinión.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Abogada Álvarez.

DIRECTORA GENERAL JURÍDICA DE PROCEDIMIENTOS Y CONSULTA, MAESTRA ROCÍO ÁLVAREZ FLORES.- Nada más en relación para aclarar Comisionados. En relación, para aclarar Comisionados. En relación a la opinión que acabamos, o bueno, que tuvieron a bien aprobar, la opinión que se emitió a la SENER respecto de la modificación del Título de Asignación Amoca 0006 es justo para prever este supuesto. El Plan de Exploración que actualmente guarda relación con el área geográfica de esta asignación que es Amoca 0006 es el plan correspondiente a la asignación 0051 Mezcalapa que el día de hoy se denomina como 6M conforme a su última reconfiguración. Ese es el plan que guarda relación geográfica. Entonces conforme a la oponión que se acaba de emitir a la Secretaría de Energía para la modificación del título, ese sería el plan con el que podría Pemex considerar este pozo exploratorio.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Es que hay que tener claro que hay que leer las dos al mismo tiempo. O sea, no estamos viendo esta sola, sino las otras dos. Al haber aprobado la anterior, estamos aprobando la continuación de los dos planes. Entonces eso lo aprobamos en el anterior. Pero nosotros solamente estamos aprobando una recomendación a SENER, nosotros no estamos aprobando eso. En el instante en que SENER acepte nuestra recomendación, entonces los dos planes podrían seguir en tanto cuando nos emita uno nuevo. Entonces este pozo está hecho al amparo del plan anterior, pero para que ese plan anterior sea autorizado se requiere que SENER acepte nuestra recomendación en el punto anterior. Mientras no lo acepte, no hay ese \, transitorio que permite que esto suceda. Por eso estamos diciendo que ·

o rgano de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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esto está sujeto a que SENER acepte nuestra recomendación del punto anterior. Ese transitorio dice los dos planes van a poder seguir. Eso es básicamente. No es que estemos aprobando esto sujeto a una aprobación nueva de SENER. No, es la misma. Estamos hablando de que permita que los dos planes en el transitorio continúen.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo creo que voy a repetir algunas de las cosas de hace rato en el sentido de que la opinión técnica nos la pide SENER, entonces hay seguridad de que la quiere hacer. Nosotros no la estamos pidiendo. Por otro lado, también que nuestros comentarios pues no son vinculantes. ¿No? Lo va a hacer, hay seguridad de que ese cambio se va a dar. Y basado en eso, me quiero pasar al término de la condicionante. Hemos hecho aquí muchos o hemos tenido casos en donde por ejemplo no se cumple con algún tema que tiene que ver con ASEA, con Secretaría de Economía. Entonces siempre condicionamos a la aprobación del plan o de lo que fuera del pozo. Lo condicionamos a que puedan cumplir con ese requisito. ¿Por qué? Porque no tenemos la certidumbre si Secretaría de Economía o ASEA pues van a avalarlo o no van a avalarlo. Pero aquí es diferente, porque aquí sí tenemos la certidumbre de que la Secretaría de Energía va a hacer los cambios, porque ellos nos lo están pidiendo en el punto anterior y lo van a hacer considerando nuestros comentarios o sin considerarlos. Que ojalá los consideren, ¿verdad? Pero no son vinculantes. Entonces bueno, aquí no tenemos ninguna incertidumbre de si el tercero involucrado, que en este caso es la Secretaría de Energía, va a hacer las modificaciones para que el Plan de Exploración, el cual avala la perforación del pozo Tlamatini-lEXP, pues lo van a tener seguro. No hay incertidumbre, lo van a tener.

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

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Pues yo creo que hay una intención de SENER que está manifestando, pero mientras no haya una decisión escrita pues yo digo que sigue siendo algo que está sujeto a que mañana pudieran cambiar o que no y están en todo su derecho de cambiar su opinión, es una potestad de ellos. Yo creo que esto es una cosa muy sencilla, yo creo que SENER muy rápidamente va a aprobar eso, que se va


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Hidrocarburos

a hacer un proceso muy cortito que va a permitir que no haya aquí tiempos perdidos. Porque nosotros podemos ver que ya tienen la intención, ya tiene el estudio y nosotros estamos diciendo en términos legales esto está sujeto a que se dé oficialmente esta resolución.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- A mí no me queda la duda que lo van a hacer, porque finalmente el cambio lo están planteando porque está este pozo. Esto es lo que definitivamente detona el que ellos estén queriendo cambiar la asignación para que el Plan de Exploración sea válido para la perforación del pozo Tlamatini-lEXP. Pero es una situación particular, yo no le veo ningún problema, cada quien pues lo podría interpretar en la medida como fuera. Sí hay que advertir que la perforación o cualquier actividad de las que aquí nosotros avalamos, pues tienen quecumplir con todos los requisitos, no solamente de la SENER, de la ASEA, delo que fuera. ¿No? Entonces para mí es claro que es un caso muy diferentea todos los demás donde hemos condicionado las actividades porque yopersonalmente tengo la seguridad de que la Secretaría de Energía va ahacer los cambios. Aunque como dice el doctor Moreira, pues a lo mejorno. ¿Verdad? Nadie puede asegurar nada. Pero bueno, yo tengo el 99.9%de seguridad de que lo van a hacer, entonces yo no le veo ningún problemaen el que se autorice. Bueno, ya dijimos la parte de la integridad no tieneproblema y pues que hagan los trámites que tengan que hacer. Eso es eloperador, es una responsabilidad del operador.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Correcto. Si, por favor abogado Massieu.

TITULAR DE LA UNIDAD JURÍDICA, MAESTRO RAMÓN ANTONIO MASSIEU ARROJO.- Gracias. Comisionada, Comisionados, buenas tardes. Únicamente un comentario con respecto a toda la discusión. Como bien dice el Comisionado Moreira, me parece que la opinión que aprobamos hace unos momentos va encaminada a permitir la continuidad operativa de Pemex para realizar diversas actividades de exploración, entre las cuales se incluye la perforación del pozo que está siendo propuesto para aprobación. Ese es el objetivo de la opinión que dimos hace un momento y que fue aprobada en Órgano de Gobierno.


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Ahora bien, esa opinión, ese texto en la opinión de la Unidad Jurídica no hace que nos estemos desdiciendo de lo que leyó el Comisionado Pimentel hace unos momentos. ¿Por qué? Porque en la propia opinión se establece ya el hecho de que Pemex tiene que modificar el plan vigente y es importante decirlo, es el plan vigente que ya reconoce al pozo Tlamatini. Ese pozo ya fue aprobado por al Comisión, si bien al amparo de otra asignación o de una asignación que no tenía la configuración actual, ese pozo ya fue aprobado por la Comisión en sus condiciones, pues yo diría que en sus condiciones actuales.

Lo que tiene que hacer Pemex es adaptar ese pozo a la nueva realidad digamos espacial de la asignación, pero eso no hace que el plan deje de estar vigente. En ese sentido, pues en la opinión de la Unidad Jurídica cumpliríamos con el requisito de los Lineamientos de Pozos y la regulación que tenemos en torno a este asunto. En tanto pasa eso, en tanto se reconfigura, en tanto se hace coexistir esta realidad espacial de la asignación con el plan que debe ser modificado por Pemex, lo que estamos permitiendo es que se dé la continuidad operativa al amparo de un plan que se encuentra vigente y que guarda relación con las condiciones espaciales de la propia asignación. Entonces en ese sentido me parece que jurídicamente sí tendríamos un respaldo para la aprobación de este pozo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES .LUNA.- OK. ¿Algún otro comentario? Si, por favor Comisionado.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Solo que es muy importante lo que dice el abogado Massieu. Quizá también valdría la pena decir que en la resolución lo que estamos diciendo es que, además de que el operador deberá digamos, perdónenme, que la Secretaría de Energía deberá modificar el título para que entonces esté PEP en condiciones de perforar. También dice que esta autorización con posterioridad a la vigencia del periodo adicional de exploración - que es 27 de agosto - está sujeta a que el operador petrolero cuente con derechos de exploración que le permitan continuar con la misma al amparo de una asignación o contrato. Pues obviamente tendría que ser así porque, insisto, el 27 de agosto esta asignación se termina.

Jurídicamente yo no tengo ninguna duda, yo creo que es perfectamente válido. Ese es un tema fáctico de que pues 27 de agosto es mes y medio. A


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diferencia de otros pozos que hemos autorizado con esta misma expresión, pues aquí, si bien jurídicamente insisto no hay problema, fácticamente es muy complicado pensar pues que van a acabar este pozo. Yo creo que es imposible, de hecho, podemos creo afirmar que es imposible que acaben este pozo antes del 27 de agosto. Bueno, hay que precisarlo, hay que decirlo. Eso yo creo que no es obstáculo para votar, cuando menos para mí, para votar favorablemente esta solicitud de perforación, pero creo que es importante decir que los tiempos pues no nos van a dar. Y luego habrá que ver qué pasa cuando llegue el tema del fin de la Ronda O y que SENER tenga que otorgar una nueva asignación con la opinión favorable de esta Comisión. Es otro momento.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, hay varios puntos que están involucrados en la discusión. Creo que la parte de la integridad del pozo eso no tiene ningún problema.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Lo técnico no hay problema.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Lo técnico no tiene ningún problema y creo que estamos ahí todos en la misma postura. Pero hay otras dos posturas, la que tiene que ver con los tiempos que es lo que acaba de comentar el licenciado Pimentel, el Comisionado Pimentel, yo tampoco le veo problema. Pero yo hace rato planteaba el que no debe haber un condicionamiento porque aquí hay la seguridad de que la Secretaría de Energía va a hacer el trabajo que tenga que hacer o las modificaciones que tenga que hacer. A mí sí me gustaría que a lo mejor pudiéramos votar en forma específica cada uno de los puntos que se están dando. Repito, la integridad del pozo, la parte de los tiempos, la parte de los condicionamientos que estamos dando.

Y repito, me parece que es un caso muy diferente a los demás porque en los demás no tenemos la seguridad de que las autoridades van a dar los permisos correspondientes, se llame ASEA, llámese Secretaría de Economía. Aquí sí sabemos, porque lo acabamos de tratar en el punto de la agenda anterior, de que la Secretaría va a hacer un cambio. Lo está

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solicitando y no está supeditada a que cumpla con nuestros comentarios, porque ya dijimos que es no vinculante. Entonces a mí me parece que por la continuidad operativa ellos tendrán que hacerlo, pero nosotros advertimos que tendrán que hacerlo. Pero a mí no me parece que tengamos que condicionarlo porque es un caso diferente a todos los que hemos tenido hasta la fecha en el Órgano de Gobierno. Y entiendo bien lo que se comenta aquí de que a lo mejor la Secretaría se va a echar para atrás, pero yo no lo veo y yo veo que es totalmente diferente a todos los otros casos.

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

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Pues por supuesto, de acuerdo en votarlo de manera diferenciada, pero tengo que decir doctor que si no condicionáramos tendríamos en estricto sentido que negarlo porque no tendría asignación, o sea, porque no se darían estos supuestos a los que me referí de Título de Asignación, Plan de Exploración, solicitud para perforar. Acá con la condición lo que estamos haciendo es dándole forma jurídica, acotar los tiempos para que, si se modifica la asignación, PEP pueda entonces tener el título jurídico que le permite perforar. Pero si no, ahí sí preguntaría al amparo de qué plan perforan. Ahí sí sería contrario claramente a nuestra regulación de perforación de pozos, creo yo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, por favor, nada más estoy volteando. Por favor.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Bueno, para mí técnicamente queda claro que está en el Plan de Exploración aprobado y que está vigente. Nada más que no corresponde a la asignación que tenemos hasta antes de haber discutido el caso anterior, que todavía no se da, la Secretaría de Energía va a tener que hacer las modificaciones. Sino entonces en ese momento ellos van a poder hacerlo. Entonces yo digo que más bien hay que advertirle y todos lo saben. Entonces yo no condicionaría a que lo den, pues lo tienen que hacer. ¿Por qué tengo que condicionar? Y nuevamente repito, hemos condicionado cuando no tenemos la certidumbre de que las autoridades involucradas van a responden en el sentido positivo y negativo y cuando es así pues lo condicionamos porque si no lo logran entonces van a tener que regresar otra vez a hacer las modificaciones que sean necesarias para la aprobación. Pues, en este caso,


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la aprobación del pozo yo no les daría ningún condicionamiento, están cumpliendo con toda la parte técnica y están avalados en un Plan de Exploración que la Secretaría de Energía va a hacer la modificación que sea necesaria para que estén avalados legalmente.

Me gustó mucho cuando el Comisionado Pimentel empezó a hacer uso de la palabra para este caso y decía hay que advertir tal cosa. El')tonces para mí pues ya está advertido dentro de la discusión que tuvimos aquí dentro del Órgano de Gobierno, seguramente lo están viendo. Saben que eso tiene que estar ahí. Pero esta parte del condicionamiento me parece que es diferente a todos los demás casos. ¿No? Porque en los otros casos no tenemos la certidumbre de que las autoridades van a responder en sentido positivo a lo que el operador quiere. Ese es el punto.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- O sea, de alguna manera yo creo que va a seguir la votación. Yo quisiera exponer el sentido de mi voto porque yo también creo que técnicamente no hay ningún problema. Sin embargo, estamos en un marco jurídico y yo tengo plena confianza que la Secretaría de Energía tiene tiempos mucho más rápidos que nosotros. Entonces nos ha dicho que tiene tiempos ceros. Desde ese punto de vista, yo creo que si en este momento nosotros autorizamos un pozo que depende de algún cambio que va a hacer la Secretaría de Energía, el mismo día de hoy tendremos un párrafo que tiene que poner la Secretaría de Energía en su asignación.

Entonces yo tendría la confianza que estaríamos dentro de un marco jurídico que nos marcan los lineamientos de perforación y que la Secretaria de Energía el día de hoy mismo lo va a tener ese párrafo dentro de la asignación. Que ya no hay más qué hacer, simplemente es agregar tres renglones de un anexo que ya tiene. Entonces varias veces nos han comentado la nueva administración en la Secretaría de Energía que ellos tienen tiempos cero y yo confío que el tiempo cero se mostrará el día de hoy. Entonces pues yo transmito esto porque seguramente hoy vamos a tener ese resultado. Entonces pues por eso quiero manifestar el sentido de mi voto. ¿sí? Por favor Secretaria Ejecutiva podría leer la propuesta de acuerdo.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.Entonces la propuesta de la resolución que propone el ponente trae el

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condicionamiento de que inicie las actividades una vez que SENER les notifique la modificación de título. Esa es la que yo ahorita pondría a consideración. Y después pongo la otra o mejor pongo la otra.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Sería mejor que la partamos en tres.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Si, precisamente.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- De esa forma ya puede ser una sola, ¿no?

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Porque, ah, bueno, podríamos poner a consideración de entrada que la resolución mediante la cual se aprueba la perforación del pozo no esté condicionada. Esa.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Yo voto por esa.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- OK. Y entonces no se aprueba.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- No va.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Y entonces ahora sí someto a consideración la resolución como viene la ponencia.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Y yo voy a votar en favor de esa, pero en alguna forma tiene que aparecer que el condicionamiento no es parte de lo que yo creo que debe hacerse. ¿Verdad?

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Si, lo precisamos en el acta.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Pero sí la autorización. Porque si no voto por la otra, pues entonces estoy echando para atrás el pozo.


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SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.Precisamos en el acta.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Correcto.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- De acuerdo.

COMISIONADO SERGIO PIMENTEL VARGAS.- Que bonito caso.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Y perdón, ¿y cuál era la otra?

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, pues la que lea. Léelo tal cual, que esté condicionado.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Es que dijeron tres.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Que pusiéramos una nota con respecto a la duración de la asignación.

SECRETARIA EJECUTIVA CARLA GABRIELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.- Ah, pero esa ya está en la opinión anterior."



Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Pemex Exploración y Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Tlamatini-1EXP.


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 IX, letra a. del

Órg no de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria

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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 para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Tlamatini-lEXP.


Hidrocarburos se pronuncia sobre la solic:itud de

autorización de Pemex Exploración y Producción

para realizar la perforación del pozo exploratorio

en aguas someras Hok-101EXP.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Parres dio la palabra al ingeniero Ricardo Basurto Ortiz, Director de Área en la Dirección General de Autorizaciones de Exploración.


"COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Por favor.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Buenas tardes Comisionada, Comisionados. Efectivamente les traemos a su consideración los elementos técnicos de la solicitud de autorización para la perforación del pozo exploratorio Hok-101EXP presentado por Pemex Exploración y Producción. Si me lo permiten, voy a omitir el fundamento legal debido a que ya fue presentado en el tema anterior y para describir el proyecto de perforación del pozo Hok-101 solicitaría que se hiciera un zoom en el mapa, de manera que se pueda describir la ubicación del pozo Hok-101.

Este está en aguas someras aproximadamente a 10 km de la línea de costa y aproximadamente a 25 km de Frontera, Tabasco. Este pozo se encuentra muy cercano a pozos de correlación, los cuales tuvieron objetivos en el

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Cretácico y el Jurásico Superior Kimmeridgiano. En este caso el pozo Nahil-

1, que es el más cercano, se ubica hacia el noreste de la ubicación

propuesta del pozo y tuvo resultados, fue improductivo seco por columna

geológica inesperada. El pozo que se encuentra, el siguiente más cercano,

es el pozo de correlación directa que es Hok-1 que tuvo objetivos

geológicos en el Jurásico Superior Kimmeridgiano, sin embargo, resultó

productor de aceite medio en el Mioceno Superior y que también es

objetivo de la perforación de este pozo. El pozo que se ubica hacia el

sureste de la localización propuesta es el pozo Koban-1 también con

objetivos en el Jurásico Superior Kimmeridgiano, el cual resultó productor

de gas y condensado. Este pozo va a ser perforado de manera vertical y

pretende alcanzar objetivos dentro del Mioceno, así como en el Mioceno

Inferior, en el Mioceno Medio. Pretende objetivos en el Mioceno Superior

y en el Mioceno Medio.

El objetivo más profundo del Mioceno Medio es un objetivo secundario,

sobre el cual no tiene programada realizar una prueba de producción y

sobre el cual solo tomará registros geofísicos, muestra de fluidos y

probador dinámico de formaciones. El objetivo principal es el Mioceno

Superior que se distribuye en el intervalo de 2,333 metros a 2,623 metros.

Tiene un espesor aproximado de 300 metros. En este intervalo el operador

petrolero está identificando unas secuencias de areniscas, las cuales

posiblemente consideraría una secuencia de cuatro cuerpos de arenas. El

hidrocarburo, como ya lo mencioné directamente de la correlación del

pozo Hok-1, es de 26 grados API y, de acuerdo con la categorización de

pozos en relación con la presión y temperaturas, se esperan condiciones

normales sin considerar que sea un pozo de alta presión, alta temperatura.

Esto es tener poco más de 100 ºC a nivel del objetivo más profundo y 6,712

psi. Estas condiciones de presión a nivel de la superficie se estiman en el

peor escenario tener 5,100 psi. La profundidad total que alcanzará será de

3,093 metros verticales bajo la mesa rota ria y para ello se esperan tiempos

de perforación de 68 días de acuerdo con lo programado, de los cuales 35

días serían ejecutados para la perforación y 33 días destinados para la

terminación, iniciando actividades el 16 de agosto de este año,

concluyendo el 24 de octubre.

Los costos que se destinarán para la perforación de este pozo son cerca de

667 millones de pesos, de los cuales 418 serán destinados a la perforación


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Hidrocarburos

y 251 a la terminación, considerando que solo realizarán una prueba de producción a pesar de tener dos objetivos. Para ello, se utilizará el equipo de perforación denominado West Courageus, el cual es una plataforma autoelevable con capacidad de perforación de 9,144 metros y en un tirante de agua de hasta 122 metros. Los preventores que están equipando a esta plataforma son de 15,000 psi, por lo cual se consideran capacidades adecuadas para los requerimientos operativos que se relacionan con la perforación de este pozo. Se tiene un recurso prospectivo de 45 millones de barriles de petróleo crudo equivalente asociado a este pozo con una probabilidad de éxito geológico del 24%.

En la siguiente lámina podemos apreciar la relación que el operador petrolero está planteando de este pozo Hok-101 rela_cionado con el descubrimiento en el campo Hok realizado por el pozo Hok-1. Lo que se está planteando es, bueno, obviamente el pozo atravesó secuencias tanto del Mioceno Superior y del Mioceno Medio e identificó facies de sedimentos arenosos que se depositan en ambientes de talud y estos corresponden a facies de abanicos y posibles facies canalizadas. Hacia la ubicación del pozo Hok-101 existe una separación de un elemento estratigráfico en el que hay un cambio lateral de facies y el elemento estratigráfico principal que define un bloque de otro es una discordancia. Es decir, hacia la ubicación del pozo Hok-101 de acuerdo con el modelo sedimentario, se tienen complejos de lóbulos y abanicos y algunas facies canalizadas, lo que no se encontró en el pozo Hok-1. De ahí que en la sección sísmica que se muestra hacia la localización del pozo Hok-101 se puede apreciar de acuerdo con la interpretación presentada por Pemex, interpretación sísmica, se pueden observar secuencias sedimentarias que no están presentes hacia el pozo Hok-1. Adelante por favor.

Finalmente, para describir el modelo del pozo tenemos una columna geológica que comprende secuencias del Reciente Pleistoceno, el Plioceno Medio e Inferior y los objetivos de la perforación del pozo del Mioceno Superior y Mioceno Medio. Esto generará una ventana operativa que se muestra en la región amarilla basada en el modelo de geopresiones en el que se tiene una rampa de presión de poro que se ilustra en la curva roja continua y su margen de seguridad mostrado en la curva discontinua en el que se aprecia que para el Plioceno Medio, hacia la cima del Plioceno

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Medio se tiene una rampa de pres1on de poro y esta continúa su

comportamiento hasta la profundidad total programada.

Para atravesar esta secuencia se programaron cuatro etapas de la

perforación considerando una tubería conductora a 200 metros de

profundidad asentada con diámetro de 30". La siguiente etapa que

corresponde a la etapa superficial corresponde atravesar los riesgos

someros identificados en el área asentándose a 1,000 metros y perforando

con lodo polimérico inhibido base agua también para sobrepasar los

posibles acuíferos superficiales. Continuarán con la perforación con una

barrena de 17 1/2" que corresponde a la etapa intermedia para asentar

una TR de 13 3/8" a la profundidad de 2,100 metros y con ello se estarían

atravesando las secuencias del Plioceno Medio e Inferior y alcanzar la cima

del Mioceno hacia la zona de yacimientos. Y finalmente tener un liner de

producción, perforando con una barrena de 12 1/4" y asentando este liner

de 9 7 /8" que permitirá al operador tener contacto con las formaciones

objetivo, específicamente para la del Mioceno Superior, perdón.

En caso de presentarse alguna eventualidad durante la perforación, el

operador petrolero estableció un escenario de contingencia, el cual se basa

en el supuesto de la necesidad de tener que asentar la TR de 13 3/8" de

manera anticipada, continuar con el liner de 9 7 /8" que originalmente se

programó, pero este ya establecido como un liner intermedio, no de

producción, y este permitiría alcanzar la cima del Mioceno Medio hacia la

zona de yacimientos y con ello ahora sí programar un liner de contingencia

que sería en todo caso el liner de 7 5/8", sería el liner de producción para

el objetivo más somero, el objetivo principal y finalmente alcanzar la

profundidad total programada asentando un liner de 5 1/2". La que sigue

por favor.

Una vez presentado estos elementos técnicos, se someten a su

consideración los elementos de evaluación en los que al interior de la

Dirección General de Autorizaciones de Exploración consideramos los

criterios que se establecen en el artículo 32 de los Lineamientos de

Perforación de Pozos, que se refieren al cumplimiento de los requisitos y

elementos técnicos del artículo 27, el soporte técnico para el diseño del

pozo, la acreditación de los elementos que al operador petrolero le

permiten alcanzar sus objetivos. Y, además, preservar la integridad del

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Hidrocarburos

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pozo durante su ciclo de vida y que este pozo se encuentra considerado en un Plan de Exploración vigente, el cual corresponde a la modificación que se dio el 17 de octubre del 2017 y este corresponde al periodo adicional de exploración concedido en esta asignación, además que se utilizará la tecnología adecuada para la perforación del pozo. Para este caso en particular, no se requiere tecnología adicional a la convencional debido a que es un pozo que considera un diseño de cierta manera básico ya que se considera solamente la tubería de la etapa superficial, la etapa intermedia y una etapa de producción.

Otro elemento de evaluación que consideramos al interior de esta Dirección es el cumplimiento del artículo 39 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética y estos se refieren a que con la perforación de este pozo se aceleraría el desarrollo de conocimiento del potencial petrolero del país. En caso de ser exitosa la perforación de este pozo, pues se contribuiría a la reposición de reservas de hidrocarburos. Y como ya se mencionó, se contaría con una tecnología adecuada para la ejecución de las actividades planteadas. Hasta aquí lo que tenemos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Muchas gracias ingeniero Basurto. ¿Algún comentario? Por favor Comisionado Moreira.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- Si ponen la página 4 y ven ustedes el equipo. Dice capacidad de perforación de 9,144 metros, pero se va a perforar a 2,900 metros, a la tercera parte. Luego la parte del tirante de agua son 122 metros cuando tiene 17 metros el tirante. Y los preventores son de 15,000, cuando la presión es de 6,700. ¿Hay alguna razón técnica detrás de esto de utilizar un equipo sobre diseñado?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- El operador no tiene una razón técnica. De hecho, en sus documentos de planificación ellos establecen cuáles serán las cargas máximas, cuáles serán las demandas operativas que el equipo de perforación podría tener y en base a ello determinan cuál es el equipo de perforación que van a utilizar. En este caso, un elemento adicional pues son los equipos disponibles que el operador tiene bajo sus propios contratos. Si es sobrepasada las capacidades de la perforación del pozo, obviamente no obedecen a los


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cálculos técnicos que realizó el operador en sus documentos de planificación.

COMISIONADO HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ.- El uso de equipo es el que tienes disponible en ese momento, es mejor usarlo que no usarlo.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Ingeniero Silva.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO HÉCTOR SILVA GONZÁLEZ.- Comisionado. Lo que normalmente en los pozos se hace es seleccionar el equipo en función del catálogo de los equipos que tiene el operador disponible. Para este caso en particular, sí quisiera mencionar que equipos grandes agilizan la perforación de los pozos. Desde ese punto de vista a lo mejor sí excede un poco las capacidades, pero es un equipo de 3,000 HP. Tiene bombas de 3,000 HP, tiene un top drive, lo que permite repasar el agujero, conformar conforme van sacando la tubería. Tiene capacidad suficiente para transportar los recortes que se van generando de la barrena y eso agiliza los tiempos de perforación de los pozos.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- ¿Algún comentario? Por favor Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Nuevamente el volver a repetir que Petróleos Mexicanos deberá buscar incrementar el contenido nacional, utilizar los recursos humanos y tecnológicos más adecuados para los pozos y de alguna forma la rentabilidad de sus proyectos siempre se ve afectada por los costos. Entonces en la medida de lo posible que Petróleos Mexicanos busque disminuir los costos. Pero eso no tiene que ver nada con la parte de lo que vamos a votar hoy que es la integridad. Pero pues decirlo, repetirlo.

Son pozos muy caros, lo cual a cualquiera le puede dar la idea de que es sumamente difícil perforarlos. Estamos hablando aquí de 668 millones de pesos. Perforar un pozo es posiblemente mucho más complejo que hacer un edificio, que ya es muy complejo. Entonces bueno, creo que hay que estar repitiendo. A lo mejor digo lo mismo cada vez que pasa un pozo, pero el contenido nacional es importante para que se generen más trabajos en México, para que cada vez seamos más eficientes. Y si en cierto sentido un

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Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019 Ü 55


Hidrocarburos

pozo se tarda más por utilizar el contenido nacional, pues finalmente se paga con todos los beneficios que tiene el país; que no es el caso, no estoy hablando de este. Para mí está muy bien la parte de integridad, fue muy bien explicado y no tengo ningún comentario en ese sentido.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Si, ¿hay algún? No. Yo solamente quiero si nos pueden explicar el nombre del pozo, o sea, la clasificación y el nombre del pozo. Es mi ponencia. Yo cuando revisé este pozo pedí si le solicitaban al operador el por qué de ese nombre y esa clasificación digamos como lo tenían. ¿Qué contestó el operador?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Nosotros solicitamos al operador una aclaración en relación con la clasificación del pozo, porque originalmente el operador propuso la clasificación como un pozo en nuevo campo, sin embargo el nombre del pozo propuesto lo asociaban al descubrimiento de Hok-1. Lo que respondió el operador es que en principio de cuentas rectificaron la clasificación del pozo como un pozo exploratorio en nuevo yacimiento y lo que se puede observar en la información sísmica, por lo menos en los documentos de planificación, es que en lo que se relaciona el pozo Hok-1 con la propuesta del Hok-101 es que este pozo se ubica en una, digamos una tendencia estructural que no está muy marcada en las secciones sísmicas, que tiene que ver con elementos de la propia tectónica en el área. Es decir, en ambas ubicaciones, en ambos bloques esto se relacionan a bloques basculados durante el propio Mioceno Medio.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, sí, ¿pero qué contestó del nombre el operador? O sea, después de una revisión que se hizo, si le consultaron posteriormente. Porque en la resolución sí dice que en caso de ser un campo diferente a Hok, voy a ponerlo, que se tendría que reclasificar. ¿Pero hicieron alguna consulta posterior a una revisión que tuvimos?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Si, el análisis que hicimos ...


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Hidrocarburos

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, no ustedes, sino el operador.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- Si, cuando surgió esta duda específica ya habíamos pasado el tiempo de prevención y no le solicitamos información adicional.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- No, o sea, ¿pero no se dio alguna aclaración posterior? No. O sea, ¿no hicieron los que les pedí?

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO RICARDO BASURTO ORTIZ.- No hicimos la aclaración.

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- OK, OK, muchas gracias. Entonces podemos leer la propuesta de acuerdo por favor."


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Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Pemex Exploración y Producción, para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Hok-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 IX, letra a. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a Pemex Exploración y Producción para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Hok-101EXP.

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Hidrocarburos


Hidrocarburos se pronuncia sobre la solic:itud de

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

realizar la perforación del pozo exploratorio en

aguas someras Xaxamani-2EXP.

En desahogo de este punto del Orden del Día, la Secretaria Ejecutiva con la venia de la Comisionada Porres dio la palabra al ingeniero Israel Hernández Pérez, Director de Área en la Dirección General de Autorizaciones de Exploración.


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

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Comisionada, buenas tardes, 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 de perforación del pozo exploratorio en aguas someras Xaxamani-2EXP del operador petrolero Hokchi Energy.

Respecto a la relación cronológica, el 28 de mayo ingresó a la Comisión la solicitud de autorización del pozo en comento. Posteriormente se hizo el análisis de la información, se detectaron algunos faltantes e inconsistencias, por lo que el 14 de junio se elaboró el oficio de prevención, el cual fue atendido por el operador el 17 de junio del 2019. Posteriormente, derivado de inconsistencias, se solicitó un alcance a esta prevención, la cual el operador atendió el 27 de junio del 2019 y el día de hoy 12 de julio se está presentando ante este Órgano de Gobierno. Respecto al fundamento legal, es el anterior de las dos autorizaciones previas, por lo que me voy a permitir omitirlo.

Dentro de los datos generales del pozo, tenemos que el nombre del prospecto es Xaxamani-2EXP. Este se encuentra dentro del área


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contractual CNH-R03-L01-AS-CS-15/2018. Es un contrato de tipo

producción compartida. La clasificación del pozo es 102, es un pozo

exploratorio en nuevo campo. El área contractual, como lo podemos ver

en el mapa de la derecha, se ubica costa afuera frente el puerto de

Coatzacoalcos, Veracruz, en una posición occidental de la cuenca Salina del

Este. Tiene un área aproximada de 263 km2 y un tirante promedio de agua

del orden de los 15 a los 35 metros. El prospecto Xaxamani-2EXP se ubica

a 4.8 km al noreste del puerto de Coatzacoalcos a 410 metros del pozo

Xaxamani-1 perforado en el 2003 por Petróleos Mexicanos y a 9.3 km del

pozo Luhua-1.

El objetivo de este pozo es determinar la productividad del yacimiento

descubierto por Pemex con el pozo Xaxamani-1 mediante una prueba de

producción. En la ubicación propuesta se busca confirmar el

descubrimiento realizado en el horizonte 1, el cual fue descubridor de

aceite. Tenemos que se tiene esperado aceite mediano de 24 grados API,

una temperatura y una presión del yacimiento de 43 ºC y 1,454 psi. El tipo

de pozo está programado a ser perforado con una trayectoria vertical.

Tenemos una profundidad total programada de 910 metros verticales bajo

la mesa rotaria. De acuerdo al programa calendarizado del operador,

tenemos que la perforación empezaría el 13 de julio del 2019 para concluir

esta el 12 de agosto del 2019 e iniciar la terminación inmediatamente el 12

de agosto para concluir la misma el 10 de septiembre del 2019.

Dentro de esta terminación tenemos que se trata de una terminación con

un aparejo DST y va a llevar como extra un equipo de bombeo electro

centrífugo conocido como BEC. Esto con el objetivo de poder poner a

producir el intervalo productor, el cual está en las arenas del Plioceno

Inferior a 810 a 841 metros verticales y lograr caudales de producción, los

cuales ayuden al operador a poder caracterizar adecuadamente este

yacimiento previamente descubierto. Entonces adicional a esto se utilizaría

una tecnología, la cual se denomina grave/ pack y esto lo que nos ayuda es

que por medio de una colocación de grava dentro del pozo y una tubería

ranurada nos sirve de filtro para evitar un arenamiento o que se llene de

sedimentos el aparejo de producción y con esto se tapone o pueda haber

alguna obstrucción al momento de tener la prueba de producción de este

pozo.


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Hidrocarburos

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Entre las principales características del equipo de perforación, tenemos que es la plataforma autoelevable Odín. Esta tiene capacidades para un tirante de agua máximo de 107 metros y está dotada de preventores para 15,000 psi de rango de presión de trabajo. Aquí me gustaría hacer un paréntesis respecto a los comentarios de las solicitudes anteriores. Por lo que podemos ver, es un tirante de agua también somero, 19 metros. Estamos hablando de que el pozo iría a 910 metros verticales, por lo que también sería bastante somero. Entonces es un equipo bastante sobrado en capacidades, pero estas capacidades son máximas. ¿No? Las capacidades máximas de la operación del equipo. Ahora, respecto a la terminación del pozo, para nosotros poder efectuar una ...

COMISIONADA ALMA AMÉRICA PORRES LUNA.- Perdón ingeniero. El Comisionado Martínez.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- Es que no pudieron aquí cuál es la profundidad máxima que puede alcanzar.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- Son 10,688 metros la profundidad máxima que puede.

COMISIONADO NÉSTOR MARTÍNEZ ROMERO.- 10,000 metros y vamos a perforar a 910. Muchas gracias.

DIRECTOR DE ÁREA EN LA DIRECCIÓN GENERAL DE AUTORIZACIONES DE EXPLORACIÓN, INGENIERO ISRAEL HERNÁNDEZ PÉREZ.- V vamos a perforar a 910, a 1,000 metros. ¿No? Entonces lo que les comentaba es que en el caso de la prueba de producción se utiliza un equipo de aforo, equipo de medición, el cual considera varios equipos como medidores, separadores, tanques de almacenamiento. Es un equipo de aforo muy grande que incluso en las áreas de la plataforma se utiliza el patio completo y área del cantilever para poder colocar este tipo de equipos, además del número de personal que se utiliza porque llega personal para el lavado del pozo, para el diseño del aparejo, la introducción del aparejo, para el equipo del aforo e incluso personales del barco del proceso.

Entonces estamos hablando de que son pruebas u operaciones que a veces demandan a veces más de 60 personas en la plataforma. Entonces esa sería

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,,.

también una justificación técnica acerca del por qué se utilizan estos equipos robustos. Además, de que también estos equipos en cuestiones de almacenamiento de lodo, capacidades de recepción de tubulares, armado de tubulares, ofrecen muchas ventajas con respecto a equipos más pequeños. Además, de que ahorita en el área de aguas someras ya se están utilizando equipos de sexta y de séptima generación, lo cual con las prestaciones de seguridad y automatización aumentan la seguridad de las operaciones y eso también es favorable en la cuestión de tiempos y costos para las operaciones. Algo que es muy importante, la seguridad, ya son procesos automatizados para el armado y la bajada de las tuberías. Entonces eso es lo que podría comentar acerca del equipo.

Tenemos que hay recursos prospectivos en el orden de 43.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y una probabilidad de éxito geológico del 77%. Pasamos a la siguiente lámina donde vamos a ver la descripción de la trampa. Tenemos que el prospecto consiste en una trampa estructural generada por un anticlinal con eje buzante aproximadamente 5 grados hacia el Noreste. El flanco noroccidental de dicha estructura presenta una inclinación de aproximadamente 15 grados hacia el Noreste, mientras que en el flanco suroriental inclina menos de 10 grados hacia el Sureste. El pozo Xaxamani-2EXP será perforado en el limbo noroccidental de dicho anticlinal. En la línea sísmica en profundidad podemos apreciar la trayectoria vertical del pozo Xaxamani-2EXP y vemos que va efectivamente a los objetivos 11 e 12. En el objetivo 12, se encontró gas seco y el objetivo 11 fue productor de aceite, pero no fluyó por baja presión. Vimos que tenía una presión muy baja, la cual con la energía natural del yacimiento no es posible fluirlo en superficie. Por eso también va el uso del equipo de bombeo electro centrífugo.

Vemos también que está muy cerca al pozo perforado previamente por Pemex, el Xaxamani-1, el cual llegó hasta 1,990 metros y descubrió aceite en esa área. Tenemos que hay una separación entre los pozos de 410 metros. Entonces previamente el operador solicitó el pozo con el nombre de Olmeca-1, pero este pozo - como podemos ver en el mapa estructural - lo tenían ubicado al lado este de la falla, el cual lo posicionaba como unbloque adyacente y le daba un carácter de descubridor o de pozoexploratorio. Y ahora al colocarlo de lado a 410 metros de Xaxamani, al

� Suroeste, pues estaría yendo hacia es el mismo descubrimiento ya

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Hidrocarburos

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previamente realizado por Pemex. Por eso también es la razón del nombre

del cambio de Olmeca a Xaxamani-2EXP, además de que también el

nombre del prospecto Olmeca, de acuerdo a la base de datos, ya había sido

utilizado por Petróleos Mexicanos. Pasemos a la siguiente lámina por favor.

Ya respecto al diseño del pozo, tenemos que este fue elaborado respecto

a la información de pozos de correlación, columna geológica, datos de

eventos de perforación, pruebas de goteo, información de registros

geofísicos. Del lado derecho podemos ver lo que es la columna geológica,

en la cual vemos que se van a atravesar formaciones desde el Reciente

Pleistoceno, Plioceno Medio y el Plioceno Inferior, que es donde tenemos

ubicados los dos objetivos, el objetivo 12 y el objetivo 11.

Vemos también el estado mecánico del pozo. Recordamos que es un pozo

somero, entonces únicamente está programado para ser perforado en tres

etapas. Iniciamos con una primera etapa de 30" a perforar con barrena de

36". Esta etapa va a ser perforada con agua de mar y bombeo de baches

viscosos. Posteriormente tenemos la etapa superficial de 13 3/8", la cual

será perforada con lodo base agua con densidades del lodo del orden de

1.10 a 1.30 gr/cm3• Repito, es lodo base agua. Y ya posteriormente la TR de

producción de 9 5/8'1, la cual será asentada a 910 metros. Esta tubería de

revestimiento o esta etapa de perforación será hecha con una barrena de

12 1/4" y va a ser con lodo base aceite de 1.35 a 1.50 gr/cm3• En la lámina

podemos apreciar el perfil de geopresiones donde vemos la curva de

gradiente de sobrecarga, gradiente de fractura, la presión de poro, el

gradiente de colapso y vemos las densidades de lodo programadas, las

cuales están escalonadas y se irán incrementando a medida de que el pozo

lo exija. Vemos que la ventana operacional que hay entre la densidad del

lodo y el gradiente de fractura es amplia. De acuerdo a los pozos de

correlación qu� fueron perforados en el área, el cual es el Xicope, el Luhua

y el lhzaz, no encuentran eventos de perforación relevantes respecto a este

pozo nuevo. Pasamos a la siguiente por favor.

Por último, tenemos loe elementos de evaluación que sustentan a esta

solicitud de autorización. Tenemos el cumplimiento al artículo 32 de los

lineamientos donde vemos o evaluamos el soporte técnico para la

selección del diseño. Esto mediante el ingreso de los documentos que

solicita el artículo 27, donde vimos programas de fluidos, lodos, barrenas,


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Hidrocarburos

cementación y todo lo que conlleva la integridad del pozo, lo cual fue adecuada para esta perforación. Vemos que el pozo exploratorio en aguas someras Xaxamani-2EXP está considerado en la modificación del Plan de Exploración aprobado y vimos la utilización de la tecnología adecuada para la perforación del pozo. Esto lo corroboramos debido al diseño que tienen para efectuar la prueba de producción. En base a la información que ya se tenía previamente, se programó el uso del equipo de bombeo electro centrífugo y el grave/ pack, el cual el operador espera que logre alcanzar los caudales esperados, el gasto apropiado para poder evaluar adecuadamente el descubrimiento.

Entonces con respecto al cumplimiento al artículo 39 de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, vemos que de esta forma se va a acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país y se va a contribuir a la reposición de las reservas de hidrocarburos de ser el pozo exitoso y se va a utilizar la tecnología adecuada para la exploración y extracción de los hidrocarburos. Esto sería en cuestión del análisis técnico. Por mi parte, sería todo. Muchas gracias.

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


/ I


Resolución por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos emite la autorización a Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Xaxamani-2EXP.

ACUERDO CNH.E.39.007 /19

Con fundamento en los artículos 22, fracciones 1, 111, X y XXVII de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, 36, fracción I de la Ley de

Órgan, de Gobierno Trigésima Novena Sesión Extraordinaria 12 de julio de 2019

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Hidrocarburos

Hidrocarburos, así como 13, fracción IX, letra a. del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el Órgano de Gobierno, por unanimidad, emitió la Resolución por la que se autoriza a Hokchi Energy, S.A. de C.V. para realizar la perforación del pozo exploratorio en aguas someras Xaxamani-2EXP.

No habiendo más asuntos que tratar, siendo las 14:13 horas del día 12 de julio de 2019, la Comisionada Parres dio por terminada la Trigésima Novena 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.

r es Luna Comisionada

Sergio Henrivier Pimentel Vargas Comisionado

N�stor Martínez Romero j Comisionado

Héctor Moreira Rodríguez Comisionado


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ÓRGANO DE GOBIERNO · 2019-09-03 · aceite de 31 grados API y bueno, las formaciones geológicas que tenemos en el campo son Cretácico Superior y Jurásico Superior Kimmeridgiano